· -Situación de las reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2010. -Principales resultados...

Memoria de Labores 2009

Índice

Presentación 7

Perfil de Petróleos Mexicanos 9

1. Avances de la Reforma Energética 19

2. Aspectos financieros 23

2.1 Administración financiera 23 2.2 Régimen fiscal 29 2.3 Situación financiera consolidada 32 2.4 Acciones para el cumplimiento de la Ley Sarbanes Oxley 42 2.5 Ejercicio del presupuesto. Flujo de efectivo 43

3. Programa de inversiones 53

3.1 Presupuesto de inversión de la industria petrolera paraestatal 55 3.2 Presupuesto de inversión por organismo subsidiario 58

4. Reservas de hidrocarburos 77

5. Resultados operativos 87

5.1 Exploración 87 5.2 Producción de petróleo crudo y gas natural 90 5.3 Convenios de colaboración 95 5.4 Proceso del gas natural y líquidos del gas 97 5.5 Producción de petrolíferos y gas licuado 99 5.6 Producción de petroquímicos 103

6. Atención al mercado 107

6.1 Mercado internacional de hidrocarburos 107 6.2 Mercado interno de hidrocarburos 117 6.3 Transporte y distribución 130 6.4 Modernización del proceso comercial 134 6.5 Combate al mercado ilícito de combustibles 137 6.6 Comercio internacional 139

7. Seguridad industrial y protección ambiental 147

7.1 Implantación del sistema PEMEX-SSPA 150 7.2 Protección Ambiental 156

8. Planeación 165

9. Administración corporativa 185

10. Transparencia, rendición de cuentas y mejora de la gestión 197

11. Estadísticas 207


PRINCIPALES EJECUTIVOS

DR. JUAN JOSÉ SUÁREZ COPPEL

Director General de Petróleos Mexicanos

ING. CARLOS ARNOLDO MORALES GIL

Director General de Pemex-Exploración y Producción

LIC. JORDY HERNÁN HERRERA FLORES

Director General de Pemex-Gas y Petroquímica Básica

ING. MIGUEL TAME DOMÍNGUEZ

Director General de Pemex-Refinación

ING. RAFAEL BEVERIDO LOMELÍN

Director General de Pemex-Petroquímica

ING. MARÍA DEL ROCÍO CÁRDENAS ZUBIETA

Director General de PMI Comercio Internacional, S.A. de C.V.

DR. JOSÉ ENRIQUE VILLA RIVERA

Director General del Instituto Mexicano del Petróleo

Petróleos Mexicanos

LIC. ESTEBAN LEVIN BALCELLS

Director Corporativo de Administración de Petróleos Mexicanos

ING. CARLOS ALBERTO TREVIÑO MEDINA

Director Corporativo de Finanzas de Petróleos Mexicanos

ING. CARLOS RAFAEL MURRIETA CUMMINGS

Director Corporativo de Operaciones de Petróleos Mexicanos

ING. MAURICIO ABRAHAM GALÁN RAMÍREZ

Director Corporativo de Tecnología de Información y Procesos de Negocio de Petróleos Mexicanos

ING. GUSTAVO ERNESTO RAMÍREZ RODRÍGUEZ

Titular del Órgano Interno de Control en Petróleos Mexicanos


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Presentación

La Memoria de Labores de Petróleos Mexicanos 2009, constituye la cuadragésima cuarta edición impresa y por tercera vez se acompaña de su versión electrónica. La edición impresa está publicada en la página de Petróleos Mexicanos en Internet.

La Memoria de Labores tiene el propósito de exponer en forma escrita las actividades más importantes que Petróleos Mexicanos llevó a cabo en 2009, para la consecución de los mandatos que le dan origen, sus objetivos y metas, en un entorno energético global y nacional muy cambiante, que implicó enfrentar retos importantes.

Pretende brindar información oportuna y veraz a un universo de usuarios amplio y diverso, que abarque a los estudiosos e investigadores de la industria petrolera, en particular, y del público en general. En esta ocasión se ofrece la siguiente dirección electrónica [email protected] a fin de recibir los comentarios de los diferentes usuarios para su mejora continua.

La organización de la Memoria de Labores 2009 presenta el perfil de Petróleos Mexicanos y se estructura en once capítulos con el siguiente contenido:

- Avance en la ejecución de los mandatos que derivan de la Reforma Energética aprobada el 28 de octubre de 2008 por el H. Congreso de la Unión.

- Aspectos destacados de la situación financiera, y la ejecución del presupuesto de operación y del programa de inversión.

- Situación de las reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2010.

- Principales resultados operativos de toda la cadena de valor.

- Atención al mercado interno y la evolución del comercio exterior.

- Actividades relevantes en materia de protección ambiental, seguridad industrial y salud ocupacional.

- Resultados importantes en materia de administración; transparencia, rendición de cuentas y mejora de la gestión.

- Finalmente, se incorporan 76 cuadros con las principales estadísticas de los últimos tres años, y los métodos y factores de conversión utilizados.


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Perfil de Petróleos Mexicanos

Petróleos Mexicanos es un organismo descentralizado con fines productivos, personalidad jurídica y patrimonio propios que tiene por objeto realizar las actividades que le corresponden en exclusiva al Estado mexicano en el “área estratégica del petróleo, y demás hidrocarburos y la petroquímica básica de acuerdo con la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo y sus reglamentos”.1

En este contexto, Petróleos Mexicanos lleva a cabo la exploración y explotación de hidrocarburos a que se refiere el artículo 2o. de la Ley de Petróleos Mexicanos, y ejerce, conforme a lo dispuesto en este instrumento jurídico, la conducción central y dirección estratégica de la industria petrolera.

Integración

Para realizar sus funciones cuenta con cuatro organismos subsidiarios:

- Pemex-Exploración y Producción. Realiza la exploración y aprovechamiento de las reservas de petróleo crudo y gas natural; así como su transporte, almacenamiento en terminales y la comercialización de primera mano. Estas actividades se llevan a cabo en cuatro regiones geográficas que abarcan la totalidad del territorio nacional: Región Norte, Región Sur (territorio continental), Región Marina Noreste y Región Marina Suroeste (territorio marino).

- Pemex-Gas y Petroquímica Básica. Procesa gas natural, y obtiene gas licuado y productos petroquímicos básicos2 para satisfacer de manera eficiente, segura y oportuna la demanda nacional de estos productos. Asimismo, ofrece a sus clientes industriales diversos servicios, entre los que se cuentan las coberturas de precios de gas natural.

- Pemex-Refinación. Realiza los procesos industriales de refinación, 1. Artículo 2o. de la Ley de Petróleos Mexicanos publicada en el Diario Oficial de la Federación el 28 de noviembre de 2008. 2. Conforme al artículo 3o. de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, los petroquímicos básicos están constituidos por: 1) etano, 2) propano, 3) butanos, 4) pentanos, 5) hexano, 6) heptano, 7) materia prima para negro de humo, 8) naftas (gasolinas naturales) y, 9) metano (este último cuando provenga de carburos de hidrógeno obtenidos de yacimientos ubicados en territorio nacional y se utilice como materia prima en los procesos industriales petroquímicos). Diario Oficial de la Federación, 13 de noviembre de 1996.


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elaboración de productos petrolíferos y derivados del petróleo, su distribución, almacenamiento y venta de primera mano. La planeación, administración y control de la red comercial, así como la suscripción de contratos con inversionistas privados mexicanos para el establecimiento y operación de las estaciones de servicio a fin de atender el mercado al menudeo de combustibles automotrices.

- Pemex-Petroquímica. Elabora, comercializa y distribuye productos petroquímicos para satisfacer la demanda del mercado nacional. Su actividad fundamental son los procesos petroquímicos no básicos derivados de la primera transformación del gas natural, metano, etano, propano y naftas. Guarda una estrecha relación comercial con empresas privadas nacionales dedicadas a la elaboración de fertilizantes, plásticos, fibras y hules sintéticos, fármacos, refrigerantes, aditivos, entre otras.

Además, Petróleos Mexicanos y sus cuatro organismos subsidiarios tienen participación accionaria en 40 empresas. De éstas, cuatro son de participación estatal mayoritaria, debido a que Petróleos Mexicanos o alguno de sus organismos subsidiarios participa con más de 51% de su capital social.

Las empresas de participación estatal mayoritaria son:

- PMI Comercio Internacional, S.A. de C.V. Tiene por objeto la comercialización, exportación e importación, entre otros, de petróleo crudo y productos derivados de su refinación e industrialización. Petróleos Mexicanos tiene 98.3% de las acciones de la empresa.

- Compañía Mexicana de Exploraciones, S.A. de C.V. Brinda asesoría en proyectos en dos dimensiones (2D) y tres dimensiones (3D), control de calidad de datos en proyectos sísmicos, adquisición y procesamiento de datos sísmicos, métodos potenciales, y estudios geofísicos y geotérmicos del fondo marino. Pemex-Exploración y Producción participa con 60% de las acciones de la empresa.

- Instalaciones Inmobiliarias para Industrias, S.A. de C.V. y I.I.I. Servicios, S.A. de C.V. Prestan toda clase de consultoría y asesoría inmobiliaria, desarrollan proyectos y construcciones de calidad, administración integral, mantenimiento, arrendamiento y comercialización de bienes muebles e inmuebles para Petróleos Mexicanos, quien posee 99.99% de las acciones de la primera empresa, la cual a su vez tiene el 99.99% de las acciones de I.I.I. Servicios, S.A. de C.V.


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Las empresas de participación estatal minoritaria son:

Empresas filiales

Petróleos Mexicanos Pemex-Gas y Petroquímica Básica

P.M.I. Trading Limited Gasoductos de Chihuahua, S. de R. L. de C. V.

P.M.I. Holdings North America, Inc. Gasoductos de Tamaulipas, S. de R. L. de C. V.

P.M.I. Holdings Petróleos España, S.L. Gasoductos Servicios, S. de R. L. de C. V.

P.M.I. Holdings B.V. Transportadora del Norte, S. de R. L. de C. V.

P.M.I. Norteamerica, S. A. de C. V. TDF, S. de R. L. de C. V.

Kot Insurance Company, A. G. CH4 Energía, S. A. de C. V.

Integrated Trade Systems, Inc. Mex Gas International, Limited

P.M.I. Services, B.V. MGI Supply, Limited

Pemex Internacional España, S. A. MGI Trading, Limited

Pemex Services Europe, Ltd. MGI Enterprises, Limited

P.M.I. Services North America, Inc. Pasco Terminals, Inc.

Mexpetrol, S. A. de C. V. Pan American Sulphur Company, Limited

Deer Park Refining Limited, Partnership Pasco International, Limited

Servicios Aéreos Especializados, S. A. de C. V. Terrenos para Industrias, S. A.

Unión de Crédito de la Industria de la Construcción, S. A. de C. V. Pemex-Refinación

Pemex Capital, Inc. Mexicana de Lubricantes, S. A. de C. V.

Repsol YPF, S. A. Pemex-Petroquímica

Unión de Crédito de Distribuidores de Combustibles y Lubricantes, S.A. de C.V.

P. M. I. Petroquímica, S. A. de C. V.

Pemex-Exploración y Producción

Administración Portuaria Integral de Dos Bocas, S. A. de C. V. P.M.I. Marine, Limited

Fuente: Dirección Corporativa de Finanzas.

Conforme al marco legal vigente, Petróleos Mexicanos prepara dos versiones de estados financieros consolidados.

- Los que realiza conforme a las prácticas contables establecidas por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) y la Secretaría de la Función Pública (SFP), denominadas Normas Específicas de Información Financiera Gubernamental para el Sector Paraestatal (Normas Gubernamentales), que son utilizados para la formulación de la Cuenta de la Hacienda Pública Federal. En este caso sólo se integran los resultados


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financieros de los cuatro organismos subsidiarios y los del Corporativo de Petróleos Mexicanos.

- Los que prepara de conformidad con las Normas de Información Financiera (NIF) emitidas por el Consejo Mexicano para la Investigación y Desarrollo de Normas de Información Financiera, A. C. (CINIF). La consolidación considera a los organismos subsidiarios y a las compañías subsidiarias, fideicomisos y vehículos financieros que se muestran en el cuadro siguiente:

Compañías subsidiarias que consolidan sus estados financieros con

Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios

Grupo PMI Otras empresas

- P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C. V. - Kot Insurance Company AG - P.M.I. Trading Ltd. - Integrated Trade Systems, Inc. - P.M.I. Holdings North America, Inc. - Mex Gas International, Ltd. - P.M.I. Holdings Petróleos España, S.L. Fideicomisos

- P.M.I. Holdings B.V. - Pemex Project Funding Master Trust - P.M.I. Norteamérica, S. A. de C. V. - Fideicomiso Irrevocable de Administración F/163 - P.M.I. Services B.V. Vehículos financieros

- P.M.I. Marine Ltd. - RepCon Lux, S. A. - P.M.I. Services North América, Inc. - Pemex Finance, Ltd. - Pemex Internacional España, S. A.

- Pemex Services Europe Ltd.

Fuente: Dirección Corporativa de Finanzas.

El Grupo PMI tiene por objeto principal realizar operaciones comerciales de petróleo crudo y de productos en los mercados internacionales. Las empresas del grupo, dependiendo de las funciones de cada una de ellas, proporcionan servicios especializados, tales como administrativos, financieros, legales, de administración de riesgos, de fletamento de buques y de inteligencia de mercado.

Las empresas no paraestatales son aquellas en las que Petróleos Mexicanos o alguno de sus organismos participan en su capital social en una proporción menor a 49%.


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Estructura de gobierno

La estructura de gobierno de Petróleos Mexicanos se conforma por un Consejo de Administración, un Director General y un Órgano Interno de Control. En 2009, su estructura de organización básica se integró con una dirección general, cuatro direcciones corporativas y cuatro organismos subsidiarios.

La integración y el funcionamiento del Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos durante 2009, se realizó conforme a las disposiciones contenidas en la segunda sección de la Ley de Petróleos Mexicanos.

Dicha ley establece acciones concretas para fortalecer el gobierno corporativo de la empresa, por lo que en 2009 se incorporaron al Consejo de Administración cuatro consejeros profesionales, designados por el Ejecutivo Federal, y ratificados por el Senado de la República el 17 de marzo de ese año. Los consejeros profesionales, no tienen suplentes y como servidores públicos, están sujetos a las responsabilidades administrativas correspondientes.

- Las resoluciones del Consejo de Administración requerirán del voto favorable de por lo menos dos consejeros profesionales.

La Ley considera la integración de siete comités de apoyo al Consejo de Administración.

Dirección Corporativa de

Ingeniería de Desarrollo

de Proyectos 1/

Comités:

I. Auditoría y Evaluación del Desempeño

II. Estrategia e Inversiones

III. Remuneraciones

IV. Adquisiciones, Arrendamientos, Obras y Servicios

V. Medio Ambiente y Desarrollo Sustentable

VI. Transparencia y Rendición de Cuentas

VII. Desarrollo e Investigación Tecnológica

Dirección

Corporativa

de Administración

Dirección Corporativa

de Finanzas

Dirección Corporativa

de Operaciones

Pemex-Exploración

y Producción

Pemex-Refinación

Pemex-Gas y

Petroquímica Básica

Pemex-Petroquímica

Consejo de Administración

Órgano Interno de

Control

Dirección General

1/ A partir de 2010 esta dirección se canceló y se creó la Dirección Corporativa de Tecnología de Información y Procesos de Negocio.


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- Auditoría y Evaluación del Desempeño.

- Estrategia e Inversiones.

- Remuneraciones.

- Adquisiciones, Arrendamientos, Obras y Servicios.

- Medio Ambiente y Desarrollo Sustentable.

- Transparencia y Rendición de Cuentas.

- Desarrollo e Investigación Tecnológica.

Los comités están precedidos por un presidente cuyo cargo está representado por uno de los consejeros profesionales.

La ley establece nuevos mecanismos de control, transparencia y rendición de cuentas, en donde destacan el Comité de Auditoría y Evaluación del Desempeño y un Comisario en apoyo al Consejo de Administración, quienes serán los vigilantes de los intereses de los tenedores de los bonos ciudadanos.

- Los consejos de administración de los organismos subsidiarios contarán con al menos dos consejeros profesionales y dos comités, el de Estrategia e Inversiones y el de Adquisiciones, Arrendamientos, Obras y Servicios.

Recursos humanos

Para llevar a cabo las actividades de la industria petrolera paraestatal, Petróleos Mexicanos cuenta con un capital humano conformado por personal altamente especializado en todas las disciplinas requeridas para alcanzar los objetivos planteados.

Al 31 de diciembre de 2009, el número total de plazas ocupadas en Petróleos Mexicanos fue 145,146, con un crecimiento de 1.2% si se compara con el cierre del año inmediato anterior. Del total, 129,432 plazas eran definitivas y 15,714 temporales; conforme a su situación contractual, 80% eran sindicalizadas y 20% de confianza.

Por organismo subsidiario, 34.8% del total de plazas ocupadas correspondió a Pemex-Exploración y Producción, 30.1% a Pemex-Refinación, 17.2% al Corporativo de Petróleos Mexicanos, 9.3% a Pemex-Petroquímica y 8.6% a Pemex-Gas y Petroquímica Básica.

Petróleos Mexicanos, al cierre del ejercicio de 2009, contaba, además, con


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71,516 personas jubiladas y 13,632 pensionadas. El número de jubilados mostró un crecimiento de 3.2% con respecto a la que se tenía al cierre del ejercicio de 2008, en tanto que el de pensionados fue 8.4%.

- Del total de personas jubiladas, 34.9% provienen de Pemex-Exploración y Producción, 38.1% de Pemex-Refinación, 6% de Pemex-Gas y Petroquímica Básica, 9.1% de Pemex-Petroquímica, y 11.9% del Corporativo de Petróleos Mexicanos.

Plazas ocupadas en Petróleos Mexicanos

2007 2008 2009

Variación% 09/08

Personal activo Petróleos Mexicanos 141,146 143,421 145,146 1.2

Confianza 28,063 28,566 29,017 1.6 Sindicalizado 113,083 114,855 116,129 1.1

Pemex-Exploración y Producción 49,045 50,273 50,544 0.5 Confianza 11,203 11,459 11,518 0.5 Sindicalizado 37,842 38,814 39,026 0.5

Pemex-Refinación 44,811 45,510 43,706 -4.0 Confianza 5,687 5,748 5,530 -3.8 Sindicalizado 39,124 39,762 38,176 -4.0

Pemex-Gas y Petroquímica Básica 12,397 12,976 12,550 -3.3 Confianza 2,461 2,565 2,447 -4.6 Sindicalizado 9,936 10,411 10,103 -3.0

Pemex-Petroquímica 13,823 14,028 13,447 -4.1 Confianza 1,819 1,986 1,821 -8.3 Sindicalizado 12,004 12,042 11,626 -3.5

Corporativo 21,070 20,634 24,899 20.7 Confianza 6,893 6,808 7,701 13.1 Sindicalizado 14,177 13,826 17,198 24.4

Jubilados 67,016 69,325 71,516 3.2 Pensionados 11,627 12,577 13,632 8.4 Fuente: Base de Datos Institucional.

Infraestructura

Para el desarrollo de sus actividades, la empresa cuenta con infraestructura para la exploración y producción de petróleo crudo, y de gas natural; refinerías, complejos procesadores de gas y complejos petroquímicos para la


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transformación de hidrocarburos; una amplia red de ductos, instalaciones de almacenamiento y equipos de transporte; además de instalaciones administrativas, de servicios médicos y telecomunicaciones.

Infraestructura petrolera. Principales instalaciones

2008 2009 2008 2009


Pemex-Gas y Petroquímica Básica

Campos en producción 345 394 Complejos procesadores de gas

12 11

Plataformas marinas 225 231 Endulzadoras de gas 20 20 Pozos en explotación 6,382 6,890 Plantas criogénicas 20 21 Plantas de absorción 1 - Oleoductos (Km.) 4,548 4,658 Plantas fraccionadoras 10 9 Gasoductos (Km.) 7,896 7,431 Endulzadoras de

condensados 6 6

Recuperadoras de azufre 14 14 Pemex-Refinación Refinerías 6 6 Terminales de distribución

de gas licuado 19 18

Destilación primaria 17 17 Destilación al vacío 17 17 Gasoductos (Km.) 9,033 9,032 Desintegración catalítica 10 10 Ductos de productos (Km.) 3,645 3,643 Reducción de viscosidad 2 2 Reformadoras 13 13 Pemex-Petroquímica Alquilación e isomerización 14 14 Complejos petroquímicos 8 8 Hidrodesulfuradoras 36 36 Plantas de proceso 38 39 Coquizadoras 2 2 Amoniaco 6 6 Etileno 4 4 Terminales de almacenamiento y reparto

77 77 Polietilenos de alta y baja densidad

5 6

Óxido de etileno 3 3 Ductos de crudo (Km.) 5,201 5,201 Cloruro de vinilo 2 2 Ductos de productos (Km.) 8,958 8,958 Reformadora BTX 1 1 Estireno 1 1 Buquetanques propios 1 11 10 Otras 3 16 16 Autotanques propios 2 1,347 1,347 Estaciones de servicio (propias y terceros)

8,351 8,803 Ductos de productos (Km.) 743 731

1. Incluye cuatro en arrendamiento financiero. Además, se cuenta con diez arrendados y siete que están por desincorporar. 2. Además, se tienen 3,300 arrendados. 3. Acetaldehído 2, oxígeno 2, hidrógeno 1, acrilonitrilo 3, metanol 2, especialidades petroquímicas 1, propileno 1,

dicloroetano 4. Fuente: Pemex-Exploración y Producción, Pemex-Gas y Petroquímica Básica, Pemex-Refinación, Pemex-Petroquímica y Corporativo de Petróleos Mexicanos.


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En telecomunicaciones la empresa cuenta con infraestructura de vanguardia, mediante la cual se agrega valor a los procesos sustantivos y de apoyo de la industria petrolera. Los diversos servicios incluyen radiocomunicación, comunicación de datos, intercomunicación y voceo, Internet, telefonía, videoconferencia, además de servicios técnicos especializados, soporte a sistemas industriales, y soluciones integrales de automatización y medios de enlace.

Para otorgar el servicio médico a los trabajadores y a sus familiares, Petróleos Mexicanos cuenta con dos hospitales de alta especialidad, seis hospitales regionales, 13 hospitales generales, una clínica hospital, cuatro clínicas, tres clínicas satélite, dos consultorios tradicionales y 12 consultorios periféricos. Además, proporciona servicios preventivos de medicina del trabajo en todos los centros de trabajo (plataformas, campos y unidades industriales).

Como parte de los apoyos que otorga Petróleos Mexicanos a sus trabajadores, cuenta con 18 Centros de Desarrollo Infantil (CENDIS) y una escuela (Artículo 123), en esta última se imparte educación primaria a los hijos de los trabajadores.

Por la naturaleza de sus actividades, las instalaciones de la empresa se ubican en todo el territorio nacional. Sin embargo, los estados que cuentan con mayor presencia de la industria petrolera paraestatal son: Campeche, Chiapas, Tabasco, Tamaulipas, Veracruz, Coahuila, Guanajuato, Hidalgo, Nuevo León, Oaxaca y Puebla.

Posición en el ámbito internacional

Petróleos Mexicanos es una empresa integrada que participa en todas las actividades propias de la industria petrolera, cuya preponderancia se refleja en el ámbito internacional.

Ubicación en el entorno mundial

Petróleos Mexicanos/otras empresas 2008 2009 Producción de petróleo crudo 3o. 3o. Producción de gas natural 8o. 8o. Ventas totales 10o. 11o. Capacidad de destilación primaria 14o. 14o. Fuente: Petróleos Mexicanos. Oil & Gas Journal.


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Ubicación en el entorno mundial

México/otros países 2008 2009 Reservas probadas de petróleo crudo 17o. 17o. Reservas probadas de gas natural 35o. 31o. Producción de petróleo crudo 6o. 6o. Producción de gas natural1 13o. 12o. Capacidad de proceso de gas natural 6o. 6o. Capacidad de producción de etileno 21o. 21o. 1. Considera el nitrógeno que viene con el gas natural, producto de la aplicación del proceso de recuperación

secundaria en el campo Cantarell. Fuente: Petróleos Mexicanos. Oil & Gas Journal.


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1. Avances de la Reforma Energética

Durante 2009, Petróleos Mexicanos conforme a las disposiciones establecidas en los diferentes instrumentos legales que integran la Reforma Energética, aprobada por el H. Congreso de la Unión el 28 de octubre de 2008, realizó, en el ámbito de su competencia, diversas acciones para su cumplimiento. Los avances con respecto a la aplicación de la Ley de Petróleos Mexicanos durante 2009 fueron los siguientes:

- El 14 de mayo se instaló el nuevo Consejo de Administración conformado por seis representantes del estado, cinco del Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana y cuatro consejeros profesionales con el carácter de servidores públicos. Se integraron los siete comités de apoyo al Consejo de Administración que contribuirán a dotar a Petróleos Mexicanos de un mejor esquema de gobierno corporativo y vigilar su desempeño.

- En mayo concluyó la formulación de la Estrategia para el Desarrollo de Proveedores, Contratistas y Contenido Nacional, y el 9 de octubre de 2009 fue publicada la versión inicial en la página de Internet de Petróleos Mexicanos. Esta estrategia formará parte del Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos. El propósito es aumentar en 25% el contenido nacional de las contrataciones de la empresa.

La estrategia incluye la estimación ponderada del contenido nacional actual en Petróleos Mexicanos, objetivos específicos y metas cuantitativas anuales del grado de contenido nacional. La meta ponderada es 43.9% de contenido nacional en diez años.

El 25 de febrero de 2009, se constituyó el Fideicomiso Público para Promover el Desarrollo de Proveedores y Contratistas Nacionales para la Industria Petrolera Estatal.

Petróleos Mexicanos lleva a cabo diversas acciones tendientes al establecimiento de porcentajes mínimos de contenido nacional. Como un primer paso a partir del cuarto trimestre de 2009, y dentro de los procedimientos de contratación referentes a proyectos integrados mayores que se lleven a cabo, se solicita un mínimo de 10% de contenido nacional, observando lo dispuesto por los tratados de libre


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comercio. Dicho porcentaje podrá incrementarse en la medida en que se cuente con mayor información sobre la oferta nacional. Mediante los cuerpos colegiados correspondientes se promueve el uso óptimo de las reservas pactadas en dichos tratados.

Iniciaron las actividades para elaborar la prospectiva de demanda de Petróleos Mexicanos, con el objetivo de identificar las necesidades futuras de bienes y servicios que muestre de manera ordenada y clasificada la demanda de los próximos años. En colaboración con el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) se trabaja en las iniciativas propuestas en la estrategia, en los temas de capacitación, tecnología y análisis regional, entre otros.

- El 8 de julio, la dirección general presentó a los miembros de su Consejo de Administración los elementos para el Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios, para su análisis y aprobación.

Este documento integra los elementos con los que se conformaría la versión final del Plan de Negocios para ser sometida a la aprobación del Consejo de Administración. El documento fue turnado al Comité de Estrategia e Inversiones (CEI) para su análisis y opinión. De acuerdo con dicho planteamiento, el CEI programó una serie de reuniones con los organismos y las direcciones corporativas, así como con el IMP, para revisar el contenido del Plan. La última reunión programada se realizó el 25 de noviembre de 2009. Los comentarios del CEI fueron integrados a una nueva versión.

- En junio se presentaron al Consejo de Administración los Lineamientos para la Instrumentación del Esquema de Precios del Amoniaco, con el propósito de ofrecer a la industria nacional de fertilizantes y a los distribuidores de amoniaco (de aplicación directa), como insumo en la producción agropecuaria, un suministro estable y contratos a largo plazo que contemplen precios fijos para los insumos de esta industria.

Una vez aprobados los lineamientos, el 31 de julio la SHCP autorizó un mecanismo de precio fijo del amoniaco con cobertura de gas natural, y un mes después, el 31 de agosto, conforme a los lineamientos mencionados, dicha dependencia determinó que el precio será revisado en agosto de cada año.


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Para proceder a contratar la venta de amoniaco conforme al esquema de coberturas será necesario que la Secretaría de Agricultura, Ganadería, Desarrollo Rural, Pesca y Alimentación (SAGARPA) emita los lineamientos al respecto, que Petróleos Mexicanos diseñe las soluciones para los casos de excepción que deberán ser considerados en un contrato de adhesión, y desarrolle los procedimientos administrativos y operativos.

- El 1 de octubre Petróleos Mexicanos publicó en la página electrónica de Pemex-Gas y Petroquímica Básica la oferta de azufre líquido (insumo para la fabricación nacional de fertilizantes nitrogenados) para 2010.

La disponibilidad de azufre líquido para la producción de fertilizantes nitrogenados será de 769 mil toneladas métricas y estará disponible en los centros embarcadores Cactus, Nuevo Pemex, Ciudad Pemex, Matapionche, Minatitlán y Salina Cruz, conforme a los volúmenes existentes en estos centros.

Los volúmenes de azufre que se adquieran durante doce meses, a partir de octubre de 2009, como insumo de la industria nacional de fertilizantes nitrogenados, por ser el primer año de la implantación de este mecanismo, se publicarán en octubre de 2010.

- En octubre de 2009, la SHCP, con fundamento en los artículos 44, fracción I y 45 de la Ley de Petróleos Mexicanos emitió su autorización a los lineamientos respecto a las Características del Endeudamiento de Petróleos Mexicanos y aprobó las modificaciones al Programa de Financiamientos para el cuarto trimestre de 2009.

- Petróleos Mexicanos elaboró un modelo de contratos de desempeño para campos maduros y para los ubicados en el Paleocanal de Chicontepec, mismo que se encuentra en análisis por parte del Comité de Adquisiciones, Arrendamientos, Obras y Servicios del Consejo de Administración.

- Desde el inicio de 2009, Petróleos Mexicanos y la Secretaría de Hacienda y Crédito Público trabajan en la estructuración del proyecto para la emisión de bonos ciudadanos, en el desarrollo del modelo operativo, la estrategia de comunicación y en el programa de colocación. Para ello se toma en cuenta que previo a la emisión de los bonos será necesario que Petróleos


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Mexicanos mejore su desempeño financiero y operativo para maximizar el valor de este instrumento financiero en el momento de su colocación.

- En cumplimiento con la Ley de Petróleos Mexicanos, la Dirección General entregó al Consejo de Administración, el 28 de noviembre de 2009, la propuesta del Programa de Reestructuración de Petróleos Mexicanos. Dicho órgano de gobierno, en su sesión del 18 de diciembre de ese año, aprobó cuatro de las diez iniciativas presentadas y el resto se turnaron al Comité de Estrategia e Inversiones para su análisis y, en su caso, posterior aprobación.

- Se definieron los elementos básicos que proporcionarán las directrices para integrar y desarrollar las Políticas, Bases y Lineamientos, conforme a los cuales los directores generales de los organismos subsidiarios elaborarán las propuestas de los programas relacionados con la prevención de derrames, contingencias ambientales, remediación de sitios contaminados y de eficiencia energética, así como la sustitución progresiva de hidrocarburos por energías alternativas, y la implantación y administración del Sistema de Administración de Riesgos Operativos, de los organismos subsidiarios en materia de Seguridad Industrial, Salud en el Trabajo y Protección Ambiental.

- Se elaboró e incorporó en la página electrónica de Petróleos Mexicanos el Informe Anual 2008 y los informes trimestrales mediante los cuales se informó de la operación y gestión de la empresa. Además, se incorporó en la página el primer Informe Trimestral (julio-septiembre) de los Precios de los Hidrocarburos que fueron parte de las transacciones entre sus organismos subsidiarios y las calidades que afectaron en su cálculo.

- El 4 de septiembre el Consejo de Administración aprobó el Estatuto Orgánico de Petróleos Mexicanos, el cual fue publicado en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el 24 de septiembre de 2009.

- Asimismo, se realizan modificaciones al régimen fiscal para continuar con el fortalecimiento de la industria petrolera paraestatal (los principales cambios se presentan en el apartado dos de este documento).


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2. Aspectos financieros

La Dirección Corporativa de Finanzas (DCF) es la encargada de realizar la planeación financiera de Petróleos Mexicanos, el programa de financiamientos y su desarrollo; negociar los términos y condiciones de las operaciones constitutivas de deuda pública de la empresa e instrumentar su estrategia, además de dirigir las acciones para asegurar su integridad financiera y patrimonial, así como la de los organismos subsidiarios. Propone los indicadores en materia de riesgos financieros para que se desarrollen las estrategias de manejo de riesgo de las posiciones financieras y operativas.

La DCF elabora el escenario indicativo de metas de balance financiero que abarquen periodos de cinco años, es la encargada del manejo corporativo de tesorería, contabilidad, evaluación del desempeño económico, desarrollo de los sistemas de información financiera, implantación de controles sobre los recursos financieros y la evaluación de su efectividad, la generación de información para el control financiero interno, la aplicación del régimen fiscal, e integración y presupuesto conforme a los lineamientos emitidos por el Ejecutivo Federal.

2.1 Administración financiera

Política de financiamiento y estado de la deuda

documentada

La política de financiamiento de Petróleos Mexicanos busca atender de manera óptima las necesidades de recursos financieros en el corto y largo plazo. Las estrategias que desarrolla se apegan a las disposiciones que en la materia dicta la SHCP en el marco de la Ley General de Deuda Pública, de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria y de la Ley de Petróleos Mexicanos.

- La Ley General de Deuda Pública señala, entre otras, la facultad que tiene el Ejecutivo Federal, por conducto de la SHCP, de autorizar la contratación de financiamientos externos y vigilar la capacidad de pago de las entidades; así como la facultad del Congreso de la Unión de autorizar los montos de endeudamiento interno y externo necesario para el financiamiento.

- Conforme a la Ley de Petróleos Mexicanos corresponde al Consejo de Administración aprobar los términos y condiciones para la contratación de obligaciones constitutivas de deuda pública de Petróleos Mexicanos, de acuerdo con el programa de financiamiento aprobado por la SHCP y de los


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lineamientos que esta dependencia apruebe, y con sujeción al techo global anual de financiamiento que apruebe el Congreso de la Unión.

Petróleos Mexicanos, en el marco de la ley que rige su funcionamiento realiza, sin recurrir a la autorización de la SHCP, negociaciones oficiales, gestiones informales o exploratorias sobre la posibilidad de acudir al mercado externo de dinero y de capitales; contratar los financiamientos externos que se requieran o que se concierten en moneda extrajera, así como contratar obligaciones constitutivas de deuda.

Petróleos Mexicanos es responsable de que las obligaciones que contrate no excedan su capacidad de pago; que los recursos obtenidos se destinen conforme a las disposiciones legales aplicables; se hagan los pagos oportunamente; de supervisar su programa financiero; y de registrar ante la SHCP las operaciones de crédito.

Principales acciones en materia de deuda y

financiamiento

Petróleos Mexicanos en cumplimiento a lo dispuesto en el párrafo sexto del artículo 32 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, el 30 de enero de 2009, reconoció como deuda pública directa, para efectos contables y presupuestarios, todos los financiamientos asumidos por terceros y por los vehículos financieros, garantizados por la empresa para financiar los Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo (PIDIREGAS) a que se refieren los artículos 18, tercer párrafo, de la Ley General de Deuda Pública y 32 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, correspondientes a proyectos autorizados con anterioridad y que se encuentren en etapa de operación o en proceso de construcción. En este último caso, sólo en la parte correspondiente a la inversión efectivamente realizada.

- Petróleos Mexicanos podrá utilizar sus disponibilidades para el pago de obligaciones constitutivas de deuda pública de manera anticipada a su vencimiento. El artículo 17 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, de manera excepcional autoriza a Petróleos Mexicanos registrar en el ejercicio 2009 el pasivo por el reconocimiento de la deuda pública directa mencionada, así como realizar los ajustes correspondientes en su presupuesto.


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Al 30 de enero de 2009, Petróleos Mexicanos reconoció la cantidad de 65,056.2 millones de dólares (895,992.6 millones de pesos) como deuda pública directa de los financiamientos incurridos por terceros y por los vehículos financieros Pemex Project Funding Master Trust (Master Trust) y el Fideicomiso Irrevocable de Administración F/163 para el financiamiento de los PIDIREGAS. El endeudamiento después de las amortizaciones por 24,769.3 millones de dólares (350,517.6 millones de pesos) ascendió a 40,286.9 millones de dólares (545,475 millones de pesos).

- Para asumir las obligaciones de pago del Fideicomiso Irrevocable de Administración F/163, Petróleos Mexicanos lanzó una oferta pública de intercambio de los títulos emitidos por este Fideicomiso y por otros emitidos por Petróleos Mexicanos. Los términos y condiciones financieras establecidas en los títulos originales no se modificaron y tampoco constituyeron emisiones de deuda adicionales.

- El 1 de diciembre de 2009 terminó la oferta pública de adquisición voluntaria y suscripción recíproca de los certificados bursátiles emitidos por el vehículo financiero “Fideicomiso F/163” mediante el cual se entregaron, como contraprestación, títulos emitidos directamente por Petróleos Mexicanos. Dicha oferta pública fue autorizada por la Comisión Nacional Bancaria y de Valores.

Oferta pública de adquisición voluntaria y suscripción recíproca de los

certificados bursátiles del Fideicomiso F/163

Clave de la pizarra S e r i e

% de adquisición 1

No. de adquirentes

No. de títulos colocados

Monto colocado (miles de pesos) Anterior Nueva

PMXCB 05 PEMEX 00109 “A” corto plazo 99.66 29 125.126,000 12,512,600

PMXCB 03-3 PEMEX 00209 “B” corto plazo 99.74 23 61,720,000 6,172,000

PMXCB 04U PEMEX 09U “A” largo plazo 90.09 18 31,134,749 13,445,358

PMXCB 05-2 PEMEX 09-3 “B” largo plazo 99.59 20 124,874,000 12,487,400

PMXCB 05-3 PEMEX 09-4 “C” largo plazo 99.90 19 55,000,000 5,500,000

PMXCB 06 PEMEX 09-5 “D” largo plazo 100.00 4 10,000,000 10,000,000

PMX0001 05 PEM 0001 09 150716 “E” largo plazo 99.99 17 95,000,000 9,500,000

1. La diferencia se encuentra depositada en la cuenta de custodia de valores aperturada para tales efectos. Fuente: Bolsa Mexicana de Valores.


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- En el caso del vehículo financiero Master Trust, los representantes de los tenedores de los bonos acordaron que Petróleos Mexicanos asumiera las obligaciones de este vehículo financiero, de conformidad con los términos y condiciones contenidas en las actas de emisión.

Una de las políticas de Petróleos Mexicanos en materia de deuda consiste en mantener un balance de pasivos a tasa fija y flotante para mitigar el impacto de fluctuaciones de tasas de interés. Al 31 de diciembre de 2009, aproximadamente 51.1% de la exposición de la deuda fue a tasa fija y 48.9% flotante.

- Al cierre del ejercicio de 2009, la deuda total documentada, incluyendo intereses devengados, ascendió a 615,954.6 millones de pesos, contra 100,347.5 millones de pesos de 2008.

La deuda con vencimientos menores a 12 meses fue 95,576.1 millones de pesos y la deuda de largo plazo se ubicó en 520,378.5 millones.

Por origen, el saldo de la deuda interna ascendió a 125,704.1 millones de pesos y la externa a 490,250.5 millones de pesos.

Saldo de la deuda al 31 de diciembre de 2009

(millones de pesos)

Origen Monto

INTERNA 125,704.1 -Certificados bursátiles 89,685.0-Crédito directo 31,950.0-Financiamiento de proyectos 2,715.1-Intereses devengados 1,354.0EXTERNA 490,250.5 -Créditos bilaterales 705.4-Créditos bancarios 65,643.5-Emisión de bonos 298,690.8-Financiamiento de proyectos 102,845.5-Arrendamiento financiero 3,826.8-Otros créditos (FPSO Y COPF) 13,288.1-Intereses devengados 5,250.5TOTAL 615,954.6

Nota: Las sumas pueden no coincidir debido a redondeo.FPSO. Unidad Flotante de Producción, Almacenamiento y Descarga.COPF. Contratos de Obra Pública Financiada.Fuente: Dirección Corporativa de Finanzas. Estados financieros consolidadosauditados bajo Normas Gubernamentales. Cuenta de la Hacienda Pública de Petróleos Mexicanos.


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Al 31 de diciembre de 2009, se registró un endeudamiento neto total de 607,903.1 millones de pesos, resultado de una captación de 1,063,787.4 millones de pesos y una amortización de 455,884.3 millones de pesos. Estos montos consideran la venta de cuentas por cobrar futuras.

Endeudamiento neto 2009

(millones de pesos)

Tipo de crédito Captación Amortización Endeudamiento

neto

Deuda Interna -Financiamiento de proyectos - 454.0 -454.0

-Créditos directos 24,700.0 4,194.4 20,505.6

-Certificados bursátiles 20,000.0 13,500.0 6,500.0

Subtotal 44,700.0 18,148.4 26,551.6

Reconocimiento PIDIREGAS -Certificados bursátiles 82,699.8 - 82,699.8

-Créditos directos 11,444.4 - 11,444.4

-Títulos de deuda 24,413.5 24,413.5 -

Subtotal 118,557.7 24,413.5 94,144.2

-Venta de cuentas por cobrar futuras - 8,187.8 -8,187.8

Total Deuda Interna 163,257.7 50,749.7 112,508.0

Deuda externa -Crédito revolvente 13,833.9 32,752.6 -18,918.7

-Emisión de bonos 83,875.5 17,571.5 66,304.0

-Financiamiento de proyectos 17,768.2 18,383.6 -615.5

-Arrendamiento financiero 243.7 243.7 -

-Créditos bilaterales - 644.9 -644.9

-Créditos directos - 3,620.8 -3,620.8

-Otros créditos (FPSO Y COPF) 7,373.5 5,813.4 1,560.1

Subtotal 123,094.8 79,030.6 44,064.2 Reconocimiento PIDIREGAS

-Créditos directos 9,698.8 - 9,698.8

-Crédito revolvente 20,660.7 - 20,660.7

-Crédito sindicado 58,538.7 - 58,538.7

-Emisión de bonos 562,459.6 326,104.1 236,355.5

-Financiamiento de proyectos 113,470.5 - 113,470.5

-Otros créditos (FPSO Y COPF) 12,606.5 - 12,606.5

Subtotal 777,434.9 326,104.1 451,330.8

Total deuda externa 900,529.7 405,134.6 495,395.0

GRAN TOTAL 1,063,787.4 455,884.3 607,903.1

Nota: Las sumas pueden no coincidir debido a redondeo.Fuente: Dirección Corporativa de Finanzas. Estados financieros consolidados auditados bajo Normas Gubernamentales. Cuenta Pública de la Hacienda Pública de Petróleos Mexicanos.


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Durante 2009, Petróleos Mexicanos realizó las siguientes actividades de financiamiento:

- El 21 de enero dispuso de 984 millones de dólares de la línea de crédito revolvente (Calyon New York Branch) contratada en 2007.

- El 3 de febrero emitió dos mil millones de dólares de sus notas a una tasa de 8% con vencimiento en 2019 bajo el Programa de Notas a Mediano Plazo, Serie C. Las notas están garantizadas.

- El 26 de marzo obtuvo un crédito directo por 2,500 millones de pesos a tasa TIIE a 28 días más 200 puntos base, con vencimiento en marzo de 2010.

- El 3 de abril emitió Certificados Bursátiles por 10 mil millones de pesos en dos tramos. Estas emisiones están incluidas en el programa de Certificados Bursátiles de Petróleos Mexicanos autorizado por la Comisión Nacional Bancaria y de Valores.

La primera por seis mil millones de pesos con vencimiento en marzo de 2012 a tasa variable TIIE a 28 días más 90 puntos base.

La segunda por cuatro mil millones de pesos con vencimiento a marzo de 2016 a tasa fija pagadero semestralmente.

Adicionalmente, el 22 de mayo realizó la reapertura de ambos tramos; uno por 6.5 miles de millones de pesos tasa variable, con vencimiento en marzo de 2012 y otro por 3.5 miles de millones de pesos, tasa fija, con vencimiento en marzo de 2016.

- El 2 de junio emitió bonos por 350 millones de libras esterlinas a 13 años, con un cupón de 8.25% pagadero anualmente y vencimiento en junio de 2022.

- El 18 de junio formalizó un préstamo bancario por 6.75 mil millones de pesos con vencimiento en junio de 2011.

- El 26 de junio obtuvo seis millones de dólares de la línea de crédito bilateral contratada en 2007.

- El 29 de julio obtuvo un financiamiento por 6,700 millones de pesos, de sus líneas de crédito bilateral con vencimiento en 2011.

- El 4 de agosto emitió bonos por 200 millones de Euros a ocho años, con cupón de 5.779% pagadero anualmente y el 10 de septiembre emitió un


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bono por 1,500 millones de dólares a 5.5 años, con cupón de 4.875% pagadero semestralmente.

- El 17 de agosto obtuvo un crédito directo por cinco mil millones de pesos con vencimiento en 2014 y el 30 de septiembre un crédito por 3,750 millones de pesos con vencimiento en 2011.

- El 15 de septiembre se emitió un bono por 350 millones de francos suizos a cinco años que pagará un cupón anual de 3.5%.

- El 30 de septiembre se emitió un bono por 1,000 millones de euros a siete años, con cupón de 5.5% pagadero anualmente.

- El 30 de septiembre se desembolsaron 3.8 miles de millones de pesos de una línea de crédito bilateral revolvente con vencimiento en 2011. Esta operación no afectó el endeudamiento neto de Petróleos Mexicanos debido a que se amortizó en diciembre de 2009.

2.2 Régimen fiscal

El marco jurídico de Petróleos Mexicanos en materia fiscal está constituido por la Ley Federal de Derechos (LFD), y por la Ley de Ingresos de la Federación (LIF).

- La primera ley considera en el apartado de hidrocarburos el esquema de contribuciones de Pemex-Exploración y Producción modificado en tres ocasiones a partir de 2005, con el fin de otorgar a Petróleos Mexicanos un tratamiento fiscal diferenciado acorde con las características geológicas de los yacimientos (campos en el Paleocanal de Chicontepec y campos en aguas profundas).

- La segunda ley se actualiza cada año, y cuenta con un apartado de obligaciones de Petróleos Mexicanos para el pago de contribuciones, productos y aprovechamientos.

Derechos

El esquema fiscal 2009 que se aplicó a Pemex-Exploración y Producción contempló los derechos siguientes:

- Derecho ordinario sobre hidrocarburos. Consideró una tasa de 73.5% a la diferencia que resultó entre el valor anual del petróleo crudo y gas natural


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extraído en el año y las deducciones autorizadas en el artículo 254 de la LFD.

- Derecho sobre hidrocarburos para el fondo de estabilización. La tasa estipulada era de 1% a 10%, en función del precio de la mezcla mexicana de crudo de exportación, sobre el valor de la producción de crudo extraída, siempre que el valor excediera 22 dólares por barril en un año dado, cuando sobrepasara 31 dólares por barril pagaría la tasa de 10%. La recaudación anual de este derecho se destina al Fondo de Estabilización de los Ingresos Petroleros.

- Derecho extraordinario sobre la exportación de petróleo crudo. Aplica una tasa de 13.1% sobre la diferencia entre el valor realizado y el valor presupuestado de las exportaciones de crudo. Para 2009, el precio del crudo de exportación se presupuestó en 70 dólares por barril. Este derecho es acreditable contra el derecho sobre hidrocarburos para el fondo de estabilización. Los recursos provenientes de este derecho se destinan a las entidades de la federación mediante el Fondo de Estabilización de los Ingresos de las Entidades Federativas.

- Derecho para la investigación científica y tecnológica en materia de energía. La tasa para 2009 fue 0.30% sobre el valor de la producción de crudo y gas natural extraída en el año. La recaudación se distribuyó: 63% al Fondo Sectorial CONACYT-Secretaría de Energía-Hidrocarburos; 2% al fondo anterior para formar recursos humanos especializados en la industria petrolera; 20% al Fondo de Investigación Científica y Desarrollo Tecnológico del Instituto Mexicano del Petróleo; y 15% al Fondo Sectorial CONACYT-Secretaría de Energía-Sustentabilidad Energética.

- Derecho para la fiscalización petrolera. Aplica una tasa de 0.003% sobre el valor de la producción total de crudo y gas natural extraída en el año. La recaudación se destina a la Auditoría Superior de la Federación de acuerdo con el Presupuesto de Egresos de la Federación (PEF).

- Derecho único sobre hidrocarburos. Se determina sobre el valor de la extracción de petróleo crudo y gas de los campos abandonados y en proceso de abandono, sin deducción alguna, la tasa aplicable fue de 37% a 57% de acuerdo al precio promedio ponderado anual del barril de petróleo crudo mexicano exportado.


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- Derecho sobre extracción de hidrocarburos. Se determina sobre el valor de la extracción de petróleo crudo y gas natural de los campos en el Paleocanal de Chicontepec y de los campos en aguas profundas. La tasa aplicable fue de 10% a 20% de acuerdo al precio promedio ponderado anual del barril de petróleo crudo mexicano exportado. La recaudación se destina al Fondo de Estabilización de los Ingresos Petroleros. Para 2010, la tasa será de 15% aplicable sobre la totalidad de los ingresos, conforme al decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos, publicado en el DOF el 27 de noviembre de 2009.

- Derecho especial sobre hidrocarburos para campos en el Paleocanal de Chicontepec. Se determina aplicando la tasa de 71.5% a la diferencia que resulte entre el valor de la extracción de petróleo crudo y gas natural de los campos en el Paleocanal de Chicontepec, menos las deducciones permitidas, las cuales no excederán el costo límite establecido en el artículo 257 Ter de la LFD.

- Derecho especial sobre hidrocarburos para campos en aguas profundas. Se determina sobre el valor de la extracción de petróleo crudo y gas natural de los campos de aguas profundas, menos las deducciones permitidas, las cuales no excederán el costo límite establecido en el Art. 257 Quáter de la LFD. La tasa aplicable fue de 60% a 71.5% de acuerdo al precio promedio ponderado anual de barril de petróleo crudo mexicano exportado.

Para 2010 se establece el Derecho especial sobre hidrocarburos que considera la obligación del pago de este derecho, aplicando la tasa de 30% a la diferencia que resulte entre el valor anual del petróleo crudo y el gas natural extraídos en los campos Paleocanal de Chicontepec y aguas profundas, incluye las deducciones permitidas. Cuando la producción acumulada sea mayor a 240 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, se aplicará la tasa de 36% al valor de la producción que exceda de dicho monto. El monto de deducción no podrá ser superior a 60% del valor del petróleo crudo y gas natural extraídos en el año, ni a 32.5 dólares por barril de petróleo crudo equivalente, se podrá deducir en los 15 ejercicios posteriores.

- Derecho adicional. Se realizaron pagos complementarios de este derecho (que estuvo vigente hasta 2007) correspondientes a ejercicios de años anteriores.


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Impuestos

Los organismos subsidiarios, con excepción de Pemex-Exploración y Producción, son sujetos del Impuesto a los Rendimientos Petroleros que se calcula aplicando la tasa de 30% sobre el excedente de la totalidad de ingresos menos las deducciones autorizadas por las reglas específicas que para tal efecto emite la SHCP, conforme a la LIF.

Impuesto especial sobre producción y servicios (IEPS). La tasa de recaudación varía mensualmente como resultado del procedimiento establecido en la Ley que regula este impuesto; se aplica a la producción y venta o importación de gasolinas y diesel, entre otros bienes.

- Petróleos Mexicanos reporta el IEPS como un impuesto indirecto, en virtud de que lo traslada o cobra a sus clientes (excepto en importación). En caso de que la tasa del IEPS resulte negativa, el monto puede compensarse al pago de otras obligaciones fiscales previstas por la LFD y la LIF.

Impuesto al valor agregado (IVA). Se determinan pagos mensuales definitivos en flujo, conforme a la ley que regula este impuesto, aplicable a los contribuyentes, en cumplimiento del mismo ordenamiento.

- En el artículo 7, fracción III, de la Ley de Ingresos de la Federación para el ejercicio fiscal 2010, se determinó un procedimiento adicional de aplicación exclusiva para Petróleos Mexicanos y organismos subsidiarios, sobre el tratamiento del IVA en la importación de bienes tangibles, vigente desde el día siguiente de su publicación (25 de noviembre de 2009).

Impuestos sobre la importación de mercancías. Se determina individualmente por cada organismo subsidiario con motivo de las importaciones que realicen, y deberán pagarse a la Tesorería de la Federación a más tardar el último día hábil del mes posterior a aquél en que se efectúe la importación.

2.3 Situación financiera consolidada

Los estados financieros consolidados de Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios se preparan conforme a prácticas contables para entidades paraestatales establecidas por la SFP y la SHCP, denominadas Normas Específicas de Información Financiera Gubernamental para el Sector Paraestatal (NEIFGSP o Normas Gubernamentales).


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Los estados financieros que se presentan están auditados y fueron preparados para ser utilizados en la formulación e integración de la Cuenta de la Hacienda Pública Federal.3 En opinión de la auditoría externa dichos estados financieros presentan razonablemente, en todos los aspectos importantes, la situación financiera consolidada de Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios al 31 de diciembre de 2009 y 2008, y los resultados consolidados de operaciones, las variaciones en el patrimonio y los flujos de efectivo, por los años terminados en esas fechas, de conformidad con las prácticas contables emitidas por las dependencias antes mencionadas.

Cabe destacar que hasta el 31 de diciembre de 2008 Petróleos Mexicanos aplicó la NG-009 “Norma para el tratamiento contable de las Inversiones en Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo (PIDIREGAS)”, la cual establecía que el registro y reconocimiento de los PIDIREGAS y la deuda pública directa para financiar estos proyectos se difería para ejercicios posteriores, y sólo se registraban los pasivos con vencimientos menores a dos años. El 13 de noviembre de 2008, se publicaron en el DOF, diversas modificaciones a la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria con las siguientes implicaciones para Petróleos Mexicanos.

- Se eliminó el esquema PIDIREGAS en Petróleos Mexicanos.

- En enero de 2009, Petróleos Mexicanos reconoció como deuda pública directa, para efectos contables y presupuestales, todos los financiamientos relacionados con PIDIREGAS.

- Al 31 de diciembre de 2009, Petróleos Mexicanos formalizó el reconocimiento, como deuda pública directa, de todas las obligaciones derivadas de los financiamientos para PIDIREGAS celebrados por sus vehículos financieros, Pemex Project Funding Master Trust (Master Trust) y el Fideicomiso Irrevocable de Administración F/163 (Fideicomiso F/163).

Hasta el 31 de diciembre de 2008, Petróleos Mexicanos en conjunto con Pemex-Exploración y Producción, Pemex-Refinación, Pemex-Gas y Petroquímica Básica, y Pemex-Petroquímica era solidariamente responsable

3. Por separado Petróleos Mexicanos prepara los estados financieros consolidados con sus organismos subsidiarios y compañías subsidiarias, de conformidad con las Normas de Información Financiera (NIF) emitidas por el Consejo Mexicano para la Investigación y Desarrollo de Normas de Información Financiera, A. C. (CINIF).


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de todos los pasivos que contrajo el Master Trust.4 Durante 2009, Petróleos Mexicanos asumió la deuda contraída por el Master Trust, por lo que, al 31 de diciembre de 2009, este fideicomiso no presentó ningún pasivo por el que Petróleos Mexicanos fuera solidariamente responsable. El saldo insoluto del pasivo del Master Trust, derivado de los recursos que obtuvo para el desarrollo de los PIDIREGAS, al 31 de diciembre de 2008 ascendía a 805,773.1 millones de pesos (59,518 millones de dólares).

Hasta el 31 de diciembre de 2008, Petróleos Mexicanos en conjunto con Pemex-Exploración y Producción, Pemex-Refinación, Pemex-Gas y Petroquímica Básica, y Pemex-Petroquímica era solidariamente responsable, en su carácter de aval, de todos los pasivos que contraía el Fideicomiso F/163.5 Durante 2009, Petróleos Mexicanos asumió la deuda contraída por el Fideicomiso F/163, por lo que, al 31 de diciembre de 2009, este fideicomiso no presentó ningún pasivo por el que Petróleos Mexicanos fuera solidariamente responsable. Los recursos obtenidos por el fideicomiso eran destinados a cubrir obligaciones de pago en moneda nacional derivadas de PIDIREGAS. El saldo insoluto del pasivo del Fideicomiso F/163, al 31 de diciembre de 2008, ascendía a 136,144.2 millones de pesos.

- El 5 de febrero de 2010, la SHCP emitió una regla donde señala que los efectos acumulados del gasto por depreciación asociado a las inversiones PIDIREGAS, la variación cambiaria y el resultado por posición monetaria de los pasivos con que fueron financiados estos activos, deben reconocerse en el resultado de operación de 2009. Los efectos de este cambio originaron un incremento neto en activo fijo de 389,336.7 millones de pesos, un aumento en el pasivo de 833,789.5 millones de pesos y un cargo con un efecto neto a los resultados del ejercicio de 444,452.8 millones de pesos.

4. Fideicomiso constituido el 10 de noviembre de 1998 con The Bank of New York y The Bank of New York (Delaware) con el propósito de administrar los recursos financieros para financiar los proyectos de inversión designados por Petróleos Mexicanos. 5. Fideicomiso constituido el 17 de octubre de 2003, administrado por el Banco JP Morgan, S.A., Institución de Banca Múltiple, JP Morgan Grupo Financiero, División Fiduciaria mediante el contrato de Fideicomiso Irrevocable de Administración No. F/163, cuyo principal propósito era llevar a cabo emisiones bajo un programa de certificados bursátiles, así como la contratación de otros financiamientos conforme a las instrucciones de Petróleos Mexicanos.


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Por lo anterior, las cifras de 2009 en los rubros mencionados no son comparables con las de 2008.

Estado de resultados

Al 31 de diciembre de 2009, Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios obtuvieron una pérdida neta de 478,645.6 millones de pesos. Este resultado no es comparable con el rendimiento obtenido en 2008 debido a la regla emitida por la SHCP en donde señala que los efectos acumulados del gasto por depreciación asociado a las inversiones PIDIREGAS, la variación cambiaria y el resultado por posición monetaria de los pasivos con que fueron financiados estos activos, deberán reconocerse en el resultado de operación de 2009. El efecto de la aplicación de esta regla originó un cargo neto a los resultados del ejercicio de 444,452.8 millones de pesos.

Las ventas totales, incluyendo ingresos por servicios, disminuyeron 16.9% en comparación con 2008, en particular, por una cotización menor del precio de la mezcla de crudos mexicanos de exportación y por la contracción de la demanda de los principales mercados nacionales asociados al consumo de energéticos industriales y para el transporte de pasajeros.

- El valor de las ventas en el país fue 12.3% menor al observado en 2008, por la contracción en la demanda de la mayoría de los productos petrolíferos y petroquímicos, así como por la caída del precio de referencia del gas natural, menor precio de venta de la turbosina y del combustóleo, y la reducción en el dinamismo de la economía nacional.

- La disminución en los ingresos por ventas de exportación derivó del efecto combinado de la caída de 31.9% en el precio promedio de exportación de la canasta de crudos mexicanos, y por un menor volumen comercializado de este energético equivalente a 12.7%, con respecto a 2008.

El costo de ventas mostró un aumento de 75.3% (334,772.8 millones de pesos). Aquí se debe considerar el impacto del reconocimiento del efecto acumulado de las cuentas relativas a los PIDIREGAS.

- Con base en la regla emitida por SHCP, el costo de ventas fue afectado en los renglones de depreciación por 86,588.6 millones de pesos, mantenimiento operacional por 261,048.9 millones de pesos y reserva para abandono de pozos por 1,359.3 millones de pesos. En total el impacto por


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el reconocimiento de los PIDIREGAS en el costo de ventas fue 348,996.8 millones de pesos.

- Si se descuenta el efecto del reconocimiento de los PIDIREGAS del costo de ventas, este rubro muestra una disminución de 3.2% con respecto a 2008. Asimismo, los gastos generales también disminuyeron 12.1%. En el comportamiento de estos rubros influyeron la reducción en los costos de los insumos, en las compras de productos, en los gastos de administración y en el costo de las obligaciones por beneficios a los empleados. Cabe señalar que este último se distribuye entre el costo de ventas, y los gastos de distribución y administración.

El costo neto de las obligaciones por beneficios a los empleados en 2009 fue 6.2% menor debido a las modificaciones actuariales. El costo neto reconocido en 2009 ascendió a 24,642.4 millones de pesos, 62.5% inferior al de 2008. Conforme a la Norma Gubernamental NEIFGSP 008 en 2009 el costo neto no reconocido por este concepto fue 80,757.1 millones de pesos, mientras que en 2008 ascendió a 46,711.3 millones de pesos.6

En el reglón de otros ingresos y gastos neto se registró una variación negativa debido al menor monto que se reconoció como beneficio del efecto de la tasa negativa del IEPS. A partir del 1 de enero de 2006 se autorizó a Petróleos Mexicanos reconocer como beneficio el efecto de la tasa negativa de este impuesto. Con base en esta autorización al 31 de diciembre de 2009 y 2008, el efecto reconocido de la tasa mencionada como otro ingreso fue 37,247.3 millones de pesos y 194,575.7 millones de pesos, respectivamente.

- Las tasas aplicables al IEPS, al que están sujetas las gasolinas y el diesel, dependen de factores tales como precio de referencia, región en la que se vende, fletes incrementales y comisiones que se apliquen.

El resultado integral de financiamiento presentó una variación desfavorable al pasar de un saldo positivo de 37,433.5 millones de pesos en 2008, a otro

6. Conforme a Normas Gubernamentales Petróleos Mexicanos aplica la norma NEIFGSP 008,“Reconocimiento de las obligaciones al retiro de los trabajadores en las entidades del sector paraestatal” que no coincide con la regla NIF-3 “Beneficios a los empleados” de las Normas de Información Financiera, pues en tanto ésta es de aplicación obligatoria, sin importar el efecto que provoque el costo neto del periodo en los resultados del ejercicio, la NEIFGSP 008 es de aplicación obligatoria siempre y cuando no implique la determinación de un resultado del ejercicio de naturaleza desfavorable (pérdida).


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negativo de 112,168.4 millones de pesos en 2009. La afectación neta al resultado integral de financiamiento, por el reconocimiento de la deuda PIDIREGAS, fue 95,456 millones de pesos; por posición monetaria se registró un saldo positivo de 34,274.5 millones de pesos y por variación cambiaria el cargo fue 129,730.6 millones de pesos.

Los impuestos, derechos y aprovechamientos pagados por Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios disminuyeron 29.2%, con respecto al año previo. En 2009, el monto de 544,855.1 millones de pesos significó 53.9% de los ingresos totales, 9.4 puntos porcentuales menos que en 2008.

Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios

Estado de Resultados consolidado del 1 enero al 31 de diciembre

(millones de pesos)

Concepto 2008 2009 Variación

Importe % Importe % Importe % Ventas Totales 1,215,822.4 100.0 1,010,183.6 100.0 -205,638.8 -16.9

En el país 679,754.1 55.9 596,369.5 59.0 -83,384.6 -12.3 De exportación 536,042.6 44.1 410,408.5 40.6 -125,634.1 -23.4 Ingresos por servicios 25.7 0.0 3,405.5 0.3 3,379.8 n.s.

Costo de ventas 444,643.7 36.6 779,416.5 77.2 334,772.8 75.3 Rendimiento bruto 771,178.7 63.4 230,767.1 22.8 -540,411.6 -70.1 Gastos generales 87,434.6 7.2 76,843.0 7.6 -10.591.6 -12.1

Gastos de distribución 20,909.6 1.7 20,349.0 2.0 -560.6 -2.7 Gastos de administración 66,525.0 5.5 56,494.0 5.6 -10,031.0 -15.1

Rendimiento de operación 683,744.0 56.2 153,924.0 15.2 -529,820.0 -77.5 Otros ingresos (gastos) – neto 195,812.4 16.1 26,444.4 2.6 -169,368.0 -86.5 Resultado integral de financiamiento

37,433.5 3.1 -112,168.4 -11.1 -149,601.9 -399.6

Intereses pagados-neto -33,147.1 -2.7 -28,709.2 -2.8 4,437.9 -13.4 Utilidad por posición monetaria 7,115.5 0.6 34,274.5 3.4 27,159.0 381.7 (Pérdida) utilidad en cambios-neta 63,465.0 5.2 -117,733.7 -11.7 -181,198.7 -285.5

Participación en los resultados de subs. no consolidadas y asociadas

-513.1 0.0 -1,990.6 -0.2 -1,477.5 288.0

Rendimiento antes de impuestos, derechos y aprovechamientos

916,476.8 75.4 66,209.5 6.6 -850,267.3 -92.8

Impuestos, derechos y aprovechamientos

769,077.1 63.3 544,855.1 53.9 -224,222.1 -29.2

Derechos sobre hidrocarburos 767,494.2 63.1 542,352.4 53.7 -225,141.8 -29.3 Otros impuestos y derechos 1,582.9 0.1 2,502.7 0.2 919.7 58.1

Rendimiento neto 147,399.6 12.1 -478,645.6 -47.4 -626,045.2 -424.7

Nota: Las sumas pueden no coincidir debido a redondeo.n.s. No significativo. Fuente: Dirección Corporativa de Finanzas. Estados financieros consolidados auditados bajo Normas Gubernamentales.


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Balance general

La situación financiera de Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios, al 31 de diciembre de 2009, también se vio afectada por el reconocimiento de la deuda PIDIREGAS, en particular el activo fijo, el pasivo documentado y la reserva para abandono de pozos. Por esta razón los rubros afectados no son comparables con los de 2008.

El activo circulante observó una disminución de 4.6% (14,234.3 millones de pesos), en particular, en el rubro de inventarios, y en menor medida por el saldo en cuentas y documentos por cobrar. Este comportamiento se compensó en gran parte con el aumento de 30.1% (25,561.3 millones de pesos) en el renglón de efectivo y valores de realización inmediata.

- En el renglón de bancos se registró un aumento de 38,971.8 millones de pesos, consecuencia de mayores flujos de efectivo, por el incremento en las ventas de exportación en el último trimestre del año.

- Los inventarios disminuyeron 65.9% (36,866.7 millones de pesos), debido principalmente a que al 31 de diciembre de 2009 se valuaron al costo de producción, en tanto que al 31 de diciembre de 2008 estos fueron valuados a valor de mercado.7

- En cuentas y documentos por cobrar destaca lo siguiente:

En clientes del país se tuvo un aumento de 3.5% (1,274.2 millones de pesos) resultado del aumento del precio de venta de los productos petrolíferos. En el caso de clientes del extranjero el incremento fue de 93.7% (17,638.9 millones de pesos), consecuencia de la cotización a la alza del precio promedio del crudo de exportación en los últimos meses.

El IEPS por acreditar observó un aumento de 57.1% (3,894.4 millones de pesos).

El saldo de los fondos para fines específicos fue 29.3% menor como se muestra en el cuadro siguiente:

7. El valor de los inventarios de productos terminados disminuyó 21,104.6 millones de pesos, debido a que la valuación de las existencias de productos refinados tiene como base de cálculo el costo de producción de Pemex-Exploración y Producción mismo que fue inferior al de 2008, lo que ocasionó la eliminación de utilidades no devengadas.


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Saldo de los fondos al 31 de diciembre

(millones de pesos)

Fondos 2008 2009

Fondo de Estabilización para la Inversión en Infraestructura de Petróleos Mexicanos (FEIIP)

29,023.7 30,590.2

Fondo de Excedentes (FEX) 15,179.2 983.0 Fondo de Aprovechamiento para Obras de Infraestructura (AOI)

44.3 0.3

Fondo sobre Ingresos Excedentes (FIEX) 409.7 7.2 Total fondo para fines específicos 44,656.9 31,580.7

Durante 2009, con base en el régimen fiscal vigente para Petróleos Mexicanos, la SHCP solicitó la devolución de 40.1 millones de pesos como reintegro de los recursos recibidos en 2008, correspondientes al artículo 19, fracción V, inciso c) de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria. Asimismo, se recibieron como complemento de ingresos excedentes, del referido artículo, correspondientes a 2008, la cantidad de 12.6 millones de pesos, autorizado por la dependencia antes citada, para su aplicación en programas y proyectos de inversión en infraestructura.

El renglón de inversiones en acciones y valores de subsidiarias y asociadas muestra una disminución de 8.2% (2,073.7 millones de pesos) derivado por una parte de la revaluación en la inversión de PMI Trading, Ltd., y del reconocimiento de los resultados de PMI Comercio Internacional, S.A. de C.V. e Integrated Trade Systems, Inc., cuyo valor de las acciones muestra una baja de 2,431.3 millones de pesos, principalmente.

El valor del activo fijo neto al cierre del ejercicio de 2009 fue 967,991.4 millones de pesos, esta cantidad considera 389,336.7 millones de pesos correspondiente al efecto neto acumulado de 1997 a 2008 de las inversiones PIDIREGAS (479,234.9 millones de inversión menos 89,898.2 millones de depreciación acumulada).

- Si se descuenta el efecto de las inversiones PIDIREGAS del activo fijo total se observa un incremento de 25% con respecto a 2008. Esta variación se explica por la capitalización de nuevas inversiones y aumento en el renglón de obras en construcción.


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Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios

Balance general consolidado al 31 de diciembre

(millones de pesos)

Concepto 2008 2009 Variación

Importe % Importe % Importe % Activo total 1,199,394.5 100.0 1,291,194.9 100.0 91,800.4 7.7 Circulante 311,057.2 25.9 296,822.9 23.0 -14,234.3 -4.6

Efectivo y valores de inmediata realización

84,905.4 7.1 110,466.7 8.6 25,561.3 30.1

Cuentas, documentos por cobrar y otros -neto-

170,237.4 14.2 167,308.5 13.0 -2,928.9 -1.7

Inventarios 55,914.4 4.7 19,047.7 1.5 -36,866.7 -65.9 Inversiones en acciones y valores de subsidiarias y asociadas que no consolidan

25,419.5 2.1 23,345.8 1.8 -2,073.7 -8.2

Inversiones varias 396,662.8 33.1 - - -396,662.8 -100.0 Activo fijo 462,858.5 38.6 967,991.4 75.0 505,132.9 109.1 Terrenos 39,115.9 3.3 39,696.3 3.1 580.4 1.5 Edificios, plantas y equipo (neto) 400,282.3 33.4 816,658.3 63.2 416,376.0 104.0 Obras en construcción y otros 23,460.2 2.0 111,636.7 8.6 88,176.5 375.9

Otros activos, neto 3,396.5 0.3 3,034.9 0.2 -361.6 -10.6 Pasivo total 483,955.4 40.3 1,057,729.5 81.9 573,774.1 118.6 Corto plazo 104,187.9 8.7 224,235.5 17.4 120,047.6 115.2

Deuda de corto plazo 7,883.1 0.7 95,576.1 7.4 87,693.0 1,112.4 Proveedores 21,224.9 1.8 52,603.3 4.1 31,378.4 147.8 Cuentas, documentos por cobrar y otros -neto-

57,687.5 4.8 27,730.5 2.1 -29,957.0 -51.9

Impuestos, derechos y aprovechamientos por pagar

17,392.4 1.5 48,325.5 3.7 30,933.1 177.9

Largo plazo 379,767.4 31.7 833,494.0 64.6 453,726.6 119.5 Deuda a largo plazo 92,464.4 7.7 520,378.5 40.3 427,914.1 462.8 Documentos por pagar a largo plazo 1,288.7 0.1 - - -1,288.7 -100.0 Reserva para beneficio a los empleados

257,970.2 21.5 267,473.9 20.7 9,503.7 3.7

Reserva para créditos diversos y otros 23,038.2 1.9 40,597.9 3.1 17,559.7 76.2 Impuestos diferidos 5,005.9 0.4 5,043.7 0.4 37.8 0.8

Patrimonio total 715,439.1 59.7 233,465.5 18.1 -481,973.6 -67.4 Certificados de aportación “A” 96,958.0 8.1 96,958.0 7.5 - 0.0 Incremento al patrimonio realizado por el Gobierno Federal

75,958.3 6.3 75,930.8 5.9 -27.5 0.0

Incremento al patrimonio de los Organismos Subsidiarios realizado por el Gobierno Federal

103,956.8 8.7 104,451.5 8.1 494.7 0.5

Participación en el capital de entidades diferentes a organismos

11,358.0 0.9 7,423.6 0.6 -3,934.4 -34.6

Superávit por donación 884.5 0.1 1,004.3 0.1 119.8 13.5 Instrumentos financieros derivados -34.4 0.0 -15.1 0.0 19.3 -56.1 Rendimientos acumulados de ejercicios anteriores

278,958.3 23.3 426,358.0 33.0 147,399.7 52.8

(Pérdida) rendimiento neto del ejercicio

147,399.6 12.3 -478,645.6 -37.1 -626,045.2 -424.7

Total pasivo y patrimonio 1,199,394.5 100.0 1,291,194.9 100.0 91,800.4 7.7

Nota: Las sumas pueden no coincidir debido a redondeo. Fuente: Dirección Corporativa de Finanzas. Estados financieros consolidados auditados bajo Normas Gubernamentales.


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El pasivo total fue más del doble con respecto al saldo que se tenía al 31 de diciembre de 2008. En particular, la deuda documentada de corto y la de largo plazo explican la variación. El reconocimiento de la deuda PIDIREGAS documentada ascendió a 825,060 millones de pesos (373,907.6 millones de pesos corresponden a la porción circulante de la deuda y 451,152 millones de pesos de deuda a largo plazo). Otro concepto que se vio afectado por el reconocimiento de la deuda fue la reserva para abandono de campos por 8,729.9 millones de pesos.

El patrimonio de Petróleos Mexicanos observó una disminución equivalente a 67.4% (481,973.6 millones de pesos) consecuencia de la pérdida registrada en 2009.

Indicadores financieros seleccionados

De acuerdo con los resultados obtenidos por Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios, los principales indicadores financieros, sin el reconocimiento PIDIREGAS, observaron el comportamiento que se muestra en la siguiente tabla:

I n d i c a d o r 2009 2008 Diferencia

RENDIMIENTO

Rendimiento neto sobre ventas (%) -3.38 12.12 -15.5

Rendimiento de operación sobre ventas (%) 49.79 56.24 -6.45 Costo de lo vendido sobre ventas totales (%) 42.61 36.57 6.04 Rendimiento antes de impuestos derechos y aprovechamientos sobre ventas (%) 50.55 75.38 -24.83 Rendimiento neto sobre patrimonio (%) -5.04 20.60 -25.64 Impuestos derechos y aprovechamientos sobre ventas (%) 53.94 63.26 -9.32

LIQUIDEZ Capital de trabajo (miles de millones de pesos) 72.59 206.87 -134.28 Activo circulante a pasivo corto plazo (veces) 1.32 2.99 -1.67 Activo circulante menos inventarios a pasivo corto plazo (veces) 1.24 2.45 -1.21 Activo circulante a pasivo total (veces) 0.28 0.64 -0.36 Efectivo y valores de inmediata realización sobre pasivo circulante (%) 49.26 81.49 -32.23

APALANCAMIENTO Pasivo total sobre activo total (%) 24.83 40.35 -15.52 Pasivo total a patrimonio (veces) 0.33 0.68 -0.35 Pasivo largo plazo sobre activo fijo neto (%) 78.23 82.05 -3.82 Ventas sobre patrimonio (veces) 1.49 1.70 -0.21

Fuente: Dirección Corporativa de Finanzas. Estados financieros consolidados auditados bajo Normas Gubernamentales.


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2.4 Acciones para el cumplimiento de la Ley Sarbanes

Oxley8

Con el propósito de adoptar las mejores prácticas de Gobierno Corporativo y evaluar el control financiero de Petróleos Mexicanos establecido en la Ley SOX, se definió una estrategia integral que consistió en atender el cumplimiento a nivel institucional a través de cuatro ejes de acción: - Controles a nivel de entidad. - Controles a nivel de procesos. - Controles generales de tecnologías de información. - Cumplimiento de las demás secciones de la Ley SOX.

Al cierre de 2009, para los primeros tres ejes, se cuenta con matrices de riesgo y control, las cuales representan la herramienta primordial para la evaluación del control interno; en ellas se documenta el diseño o deber ser de los controles, su funcionamiento, plan de pruebas a ejecutar en un periodo determinado y finalmente el resultado de las pruebas de efectividad operativa de los controles. Es mediante estas matrices como se identifican deficiencias o brechas de control que pueden representar un riesgo para el registro, preparación o la revelación de la información financiera de Petróleos Mexicanos.

En 2008, se conformó el Equipo SOX cuyo objetivo principal es implementar y monitorear el cumplimiento de los controles. Para la evaluación del Sistema de Control Interno de Petróleos Mexicanos del ejercicio fiscal 2009, el Equipo SOX diseñó un programa de trabajo en el que se consideró que los organismos subsidiarios y el corporativo, realizaran dos autoevaluaciones de su control financiero durante el año; una para el periodo enero-junio y la otra para julio-diciembre. Adicionalmente, en los mismos periodos, el equipo SOX realizó pruebas de efectividad operativa de los controles considerados como clave.

Los organismos subsidiarios y el corporativo entregaron al Equipo SOX, su autoevaluación del periodo enero-junio de 2009; lo anterior con dos propósitos: el primero, retroalimentarles sobre cualquier desviación en la documentación respecto a lo que señala la metodología para el cumplimiento de la Ley SOX, y el

8. La Ley Sarbanes Oxley (SOX) emitida en Estados Unidos tiene por objeto restablecer la confianza del público inversionista en los mercados de capital, fortalecer los gobiernos corporativos, lograr mayor transparencia de sus obligaciones, reforzar la independencia de los auditores externos, y ampliar las sanciones por acciones indebidas de los distintos responsables.


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segundo para facilitar la entrega de la información al auditor externo.

Organizaciones internacionales en materia de control interno han reconocido como una buena práctica la automatización de controles en procesos que generan información financiera. Por ello, Petróleos Mexicanos desarrolló el proyecto denominado Implementación de Controles Operativos–Financieros (ICONO-F), garantizando la transparencia y confiabilidad de la información financiera.

Los principales beneficios de su implantación fueron:

- Formular de manera homogénea los presupuestos de operación e inversión en una sola herramienta tecnológica.

- Vincular el presupuesto a las metas operativas.

- Cumplir con los controles de disponibilidad que exige la legislación vigente, manteniendo flexibilidad operativa.

- Estandarizar y simplificar el proceso de control presupuestal.

- Optimizar los tiempos asociados al cierre contable para la obtención de los Estados Financieros consolidados.

Para el ejercicio fiscal de 2009, la certificación del sistema de control interno de Petróleos Mexicanos la realizará el auditor externo, que deberá utilizar para su revisión las matrices de riesgo y control documentadas por la empresa.

Debido a la importancia que tiene tanto para la empresa como para sus proveedores, en materia de tesorería se desarrollaron acciones que permitieron una mejora sustancial de la administración de pagos y una mejor vinculación con prestadores de servicios, proveedores y contratistas.

- A partir del tercer trimestre de 2009 se implantó el pago centralizado de los compromisos de Petróleos Mexicanos, el cual permite aprovechar los recursos financieros en flujo de efectivo y fortalece el control de pago a terceros. En complemento, inició la recepción de facturas y documentos electrónicos asociados a la adquisición de bienes y servicios (en Pemex-Refinación, Pemex-Gas y Petroquímica Básica, y el Corporativo). Al cierre de 2009, la entidad emitió más de nueve millones de facturas electrónicas.

2.5 Ejercicio del presupuesto. Flujo de efectivo

Para el ejercicio fiscal 2009, el H. Congreso de la Unión autorizó a Petróleos Mexicanos y a sus organismos subsidiarios un presupuesto programable de


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349,390.3 millones de pesos en el Presupuesto de Egresos de la Federación (PEF). De esta cantidad correspondió 121,892.4 millones de pesos al gasto corriente de operación y 227,497.9 millones de pesos al de inversión.9 El monto total del presupuesto programable fue 91.3% mayor al autorizado para 2008. Dos causas explican la variación:

- El presupuesto para gasto corriente de operación en 2009 fue 50.2% mayor al de 2008 en virtud de que este último fue deficitario de origen.

- El gasto de inversión aprobado para 2009 significó más del doble del monto autorizado para 2008 por la incorporación de la inversión PIDIREGAS como inversión presupuestaria, misma que desde 1997 hasta 2008 se autorizaba por separado de este tipo de clasificación.

Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios

Presupuesto. Flujo de efectivo consolidado (PEF)

(millones de pesos)Concepto 2 0 0 8 2 0 0 9 Variación %

Ingresos propios 330,885.0 288,099.9 -12.9 Ingresos 1,129,142.4 1,443,184.1 27.8

Ventas interiores 720,393.9 875,301.0 21.5 Ventas exteriores 394,990.7 440,299.6 11.5 Otros ingresos 13,757.9 127,583.5 n.s.

Egresos 967,120.0 1,376,891.0 42.4 Gasto programable 182,620.5 349,390.3 91.3

Operación 81,140.2 121,892.4 50.2 Inversión1 101,480.3 227,497.9 124.2

Mercancías para reventa 159,010.2 199,788.0 25.6 Impuestos indirectos 111,489.4 113,757.6 2.0 Impuestos directos 513,999.9 713,955.2 38.9

Superávit primario 162,022.4 66,293.1 -59.1 Intereses 26,616.7 40,016.3 50.3

Superávit de operación 135,405.7 26,276.8 -80.6 Endeudamiento neto -486.4 27,967.4 n.s

Disposiciones 76,030.2 87,847.1 15.5 Amortizaciones 76,516.6 59,879.7 -21.7

Incremento (uso) de caja 134,919.3 54,244.2 -59.8 1. No incluye recursos no presupuestarios provenientes de los fondos de inversión.Fuente: Presupuesto de Egresos de la Federación 2009. Secretaría de Hacienda y Crédito Público.

9. No incluye recursos no presupuestarios provenientes de los fondos de inversión, conforme a la normatividad establecida en Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria y en el Presupuesto de Egresos de la Federación. Estos recursos se determinan con posterioridad a la aprobación del PEF.


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Durante 2009, las autoridades hacendarias autorizaron a Petróleos Mexicanos nueve adecuaciones presupuestales, previa aprobación de su Consejo de Administración. Al cierre del ejercicio el gasto programable del presupuesto modificado ascendió a 389,408.9 millones de pesos, 11.5% mayor (40,018.6 millones de pesos) al del PEF, con un déficit primario de 6,857.6 millones de pesos. Los principales movimientos fueron:

- Traspaso de recursos de inversión a operación y otras erogaciones por 15,122.2 millones de pesos. De este total se asignaron 14,952.2 millones de pesos para atención y mantenimiento de la operación de las instalaciones operativas existentes y nuevas, para transporte de productos, pago de materiales y servicios, y atención a los servicios médicos y telecomunicaciones. A otras erogaciones se destinaron 170 millones de pesos. Estos movimientos no modificaron el techo de gasto autorizado ni los balances de operación, primario y financiero de la empresa.

- Incorporación de 12.6 millones de pesos al gasto de inversión provenientes de la aplicación del artículo 19, fracción V, inciso c) de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria como complemento de ingresos excedentes del ejercicio 2008, mismos que se presupuestan para el desarrollo de la infraestructura. Esta adecuación presupuestal no modificó el techo de gasto autorizado ni los balances de operación, primario y financiero de Petróleos Mexicanos.

- Reducción de 5,880 millones de pesos al gasto corriente por la aplicación de las medidas de austeridad, emitidas por la SHCP, provenientes de los recursos propios de Petróleos Mexicanos. Dicho monto corresponde a la meta de ahorro anual aprobada para 2009 a Petróleos Mexicanos. Del total 1,589 millones de pesos se ubican en el rubro de servicios personales y 4,291 millones de pesos en otros gastos de operación. Con esta adecuación aumentó en el mismo monto el balance de operación, primario y financiero de la empresa.

- Ampliación al gasto de inversión por 23,159 millones de pesos, para cubrir el aumento en el costo de los contratos fincados en dólares americanos. El impacto en dicho gasto provino de la variación observada en el tipo de cambio de 11.70 pesos por dólar americano contenida en las premisas económicas para la elaboración del presupuesto 2009, a un tipo de cambio real, en esa fecha, de 13.30 pesos por dólar. Derivado de lo anterior los


46

balances de operación, primario y financiero muestran un deterioro por la misma cantidad si se compara con la última adecuación presupuestal.

- Incremento neto de 3,000 millones de pesos al techo de gasto autorizado resultado de aumentos en el gasto de operación por 6,055.6 millones de pesos y en otras erogaciones por 21.4 millones de pesos, y de una disminución en pensiones y jubilaciones por 3,077 millones de pesos. En el rubro de operación los mayores gastos fueron para fletes, servicios técnicos pagados a terceros y seguros. Esta adecuación modificó los balances de operación, primario y financiero.

- Aumento neto de 6,940.6 millones de pesos al techo de gasto autorizado, en particular por mayores pagos en fletes, servicios técnicos pagados a terceros, mantenimiento y disminución en obra pública y seguros. Esta adecuación disminuyó el balance primario y financiero por el mismo monto.

- Reducción de 2,126.9 millones de pesos del gasto de operación por la aplicación de las medidas de austeridad, emitidas por la SHCP. El resultado de esta adecuación aumenta en la misma cantidad el balance primario y financiero de Petróleos Mexicanos.

- Aumento de 15,082 millones de pesos en inversión física, provenientes del Fondo de Excedentes (FEX), conforme a la autorización de la SHCP.

- Reducción neta de 168.9 millones de pesos, resultado de una disminución de 904.5 millones de pesos en el gasto de operación y un aumento de 735.6 millones de pesos en el gasto de inversión.

Durante 2009, Petróleos Mexicanos en el ejercicio de su presupuesto10 obtuvo un déficit en el balance primario de 5,279.6 millones de pesos, contra el superávit obtenido el año previo de 167,748.8 millones de pesos y un presupuestado de 66,293.1 millones de pesos. Esta situación se explica por:

- El comportamiento a la baja que tuvieron los precios de referencia del petróleo crudo y del gas natural en los mercados internacionales de estos hidrocarburos; al menor volumen de exportación de petróleo crudo; y a la contracción en la demanda de algunos productos petrolíferos y petroquímicos. Esto provocó que se obtuvieran menores ingresos por ventas e ingresos diversos (en este último, en particular por el efecto del

10. Al final de este apartado se presentan los datos con el reconocimiento PIDIREGAS.


47

IEPS tasa negativa y por menor utilidad cambiaria) con relación a 2008 y a los montos estimados en el PEF.

Por organismo subsidiario Pemex-Exploración y Producción, Pemex-Gas y Petroquímica Básica y el Corporativo de Petróleos Mexicanos obtuvieron superávit primario, en tanto que en Pemex-Refinación y Pemex-Petroquímica fue deficitario.

Con el pago de intereses, Petróleos Mexicanos registró un déficit de operación de 32,068.8 millones de pesos contra un superávit de operación estimado de 26,276.8 millones de pesos y del obtenido en 2008 de 144,789.1 millones de pesos.

Los ingresos totales disminuyeron 33.6% respecto a 2008, y tuvieron un cumplimiento presupuestal de 80.6%. Todos los conceptos que forman parte de este rubro mostraron el mismo comportamiento.

- Ventas internas. Los ingresos por este concepto fueron 14.2% (75,603.7 millones de pesos) menores respecto a 2008, debido a las causas siguientes:

225.1

4.0

-37.9

-14.0 -11.3

167.7

33.4

2.5

41.5

-14.4

2.5

66.357.3

1.1

-65.3

-13.0

4.5

-5.3

2008 Presupuesto Ejercicio

Fuente: Base de Datos Institucional. Dirección Corporativa de Finanzas.

Petroquímica

Exploración y

Producción

Refinación

Gas y

Petroquímica

Básica

TotalCorporativo

Superávit Primario. Flujo de efectivo

(miles de millones de pesos)

2009


48

Contracción en la demanda de gas licuado, gasolina Pemex Premium, diesel, combustóleo y turbosina, así como de los petroquímicos básicos, con excepción del butano, y de la mayoría de productos petroquímicos desregulados; de este último grupo sólo observaron una mayor demanda el amoniaco, los polietilenos, el tolueno, el cloruro de vinilo, la aromina 100 y el benceno.


Ejercicio presupuestal. Flujo de efectivo consolidado

Sin Reconocimiento de Deuda PIDIREGAS (millones de pesos)

C o n c e p t o 2 0 0 8 2 0 0 9 V a r i a c i ó n ( % )

Programa Modificado Ejercicio Ejercicio/ Programa

Ejercicio/ Modificado

2009/2008 Real 1

Ingresos propios 46,869.4 288,099.9 318,655.2 318,858.2 10.7 0.1 546.1

Ingresos 1,662,882.7 1,443,184.1 1,161,323.7 1,162,608.9 -19.4 0.1 -33.6

Ventas interiores 786,003.6 875,301.0 706,167.8 710,399.9 -18.8 0.6 -14.2

Ventas exteriores 561,217.9 440,299.6 393,281.2 389,154.3 -11.6 -1.0 -34.1

Otros ingresos 315,661.3 127,583.5 61,874.8 63,054.8 -50.6 1.9 -81.0

Efecto tasa negativa del IEPS

222,503.0 127,583.5 31,662.2 31,662.2 -75.2 0.0 -86.5

Subs. y transfer. 35,445.2 0.0 12.6 12.6 - 0.0 -100.0

Egresos 1,530,579.2 1,376,891.0 1,168,193.9 1,167,901.2 -15.2 0.0 -27.5

Gto. programable 227,569.4 349,390.3 389,408.9 389,236.5 11.4 0.0 62.4

Operación 123,218.7 121,892.4 138,014.3 137,826.7 13.1 -0.1 6.2

Inversión2 104,350.7 227,497.9 251,394.6 251,409.8 10.5 0.0 128.8

Merc. para reventa 263,524.3 199,788.0 181,299.2 181,177.0 -9.3 -0.1 -34.7

Oper. ajenas netas 2,657.8 0.0 -2,008.8 -2,031.2 - 1.1 -172.6 Imptos. indirectos 120,945.9 113,757.6 105,781.4 105,796.3 -7.0 0.0 -16.9

Imptos. directos 915,881.8 713,955.2 493,713.2 493,722.6 -30.8 0.0 -48.8

Superávit primario 167,748.8 66,293.1 -6,857.6 -5,279.6 -108.0 -23.0 -103.0

Intereses 22,959.7 40,016.3 27,022.1 26,789.1 -33.1 -0.9 10.8

Superávit de oper. 144,789.1 26,276.8 -33,879.7 -32,068.8 -222.0 -5.3 -121.0

Endeudamiento neto -1,785.4 27,967.4 62,427.0 62,428.0 123.2 0.0 n.s

Disposiciones 83,098.8 87,847.1 167,794.8 167,794.8 91.0 0.0 91.8

Amortizaciones 84,884.3 59,879.7 105,367.8 105,366.7 76.0 0.0 17.9

Incremento (uso) de

caja

143,003.7 54,244.2 28,547.3 30,359.3 -44.0 6.3 -79.8

n.s. No significativo. 1. Deflactor 1.0529 del Índice Nacional de Precios al Consumidor (INPC) al mes de diciembre de 2009.2. No incluye recursos no presupuestarios provenientes de los fondos de inversión de 463.3 millones de pesos en 2009 y de 332.9

millones de pesos en 2008. Fuente: Cuenta de la Hacienda Pública de Petróleos Mexicanos. Base de Datos Institucional.


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Caída del precio de referencia del gas natural de 4.87 dólares por millón de BTU (57.8%), no obstante que su consumo aumentó 1.1%, principalmente por una mayor demanda del sector eléctrico que además compensó la reducción de las ventas a los sectores industrial, distribuidoras y autogeneración.

La evolución del mercado interno de hidrocarburos estuvo a su vez determinada por el menor dinamismo que observó la economía nacional. Comparados con el presupuesto, los ingresos por ventas internas registraron un cumplimiento de 81.2% por las mismas causas.

- Ventas exteriores. Los ingresos por exportación de hidrocarburos mostraron una baja de 34.1% (172,063.6 millones de pesos) si se comparan con los obtenidos el año previo atribuible, en particular, a la caída del precio de exportación de la canasta de crudos mexicanos en el mercado petrolero internacional, que pasó de 84.38 dólares por barril en 2008 a 57.44 dólares por barril en 2009 (en julio de 2008 los crudos marcadores alcanzaron máximos históricos de cerca de 150 dólares por barril) y a la reducción en los volúmenes comercializados de petróleo crudo (12.7%). Conforme al presupuesto original se tuvo un cumplimiento de 88.4%.

- Otros ingresos. Los recursos cobrados por este concepto ascendieron a 63,054.8 millones de pesos, monto que contrasta con los obtenidos de 315,661.3 millones de pesos de 2008, en particular por:

La caída del precio del crudo de exportación que afectó la tasa negativa del IEPS, observada sobre todo durante el periodo de los precios altos del crudo (de marzo a noviembre de 2008). En 2009, los ingresos por este concepto fueron 31,662.2 millones de pesos, monto 86.5% menor a 2008. Cabe señalar que en el periodo abril-junio 2009 no se obtuvieron ingresos por este concepto.

Menor utilidad cambiaria de 87.6% (103,829.3 millones de pesos).

- En 2009, Petróleos Mexicanos recibió una aportación del Gobierno Federal de 12.6 millones de pesos, como complemento de ingresos excedentes del ejercicio 2008.

En 2009, los egresos totalizaron 1,167,901.2 millones de pesos, 27.5% menor al año previo, con un cumplimiento de 84.8%, derivado de la disminución en pagos de impuestos directos e indirectos, y de la mercancía


50

para reventa, resultado de la caída de los precios de referencia del crudo y gas natural y de las ventas.

El gasto programable ejercido (operación e inversión) fue 389,236.5 millones de pesos, 62.4% más que el erogado en 2008, respecto al presupuesto original registró un cumplimiento de 111.4%.

- El gasto de operación ascendió a 137,826.7 millones de pesos, 6.2% mayor al del año previo, 113.1% de cumplimiento con relación a lo programado.

En servicios personales el gasto ejercido fue 62,707.4 millones de pesos, 96.3% de los recursos aprobados, debido a la aplicación de medidas de austeridad emitidas por la SHCP que se reflejó en los rubros de sueldos y salarios, y prestaciones; además, influyeron las reducciones en el pago de tiempo extra y la no cobertura de ausencias ni de plazas vacantes. Con respecto a 2008, el ejercicio fue 3.3% mayor derivado del incremento salarial y la entrada en operación de nuevas instalaciones.

En materiales y suministros se erogó un monto de 12,970.8 millones de pesos, 80.9% mayor al autorizado y 12.7% más al del año anterior. Las variaciones más significativas obedecieron a mayores requerimientos de medicina subrogada, material de curación (quirúrgico y de rehabilitación), vacunas, así como para cubrir insuficiencias de recursos para pago de compromisos contraídos en el rubro de adquisiciones materiales, accesorios y artículos de servicio para los organismos subsidiarios.

En servicios generales el gasto fue 40,937 millones de pesos, 63.8% y 10.1% mayor a lo programado y a lo ejercido en 2008, respectivamente, sobre todo por los aumentos al gasto registrados en los rubros de conservación y mantenimiento en Pemex-Exploración y Producción, fletes terrestres en Pemex-Refinación, y en seguros y fianzas en estos dos últimos organismos.

En pensiones y jubilaciones se tuvo un menor ejercicio de 15.6% respecto al programa, por la disminución en las aportaciones al FOLAPE.

El gasto de inversión fue 251,409.8 millones de pesos, 128.8% mayor al ejercido en 2008. Respecto al presupuesto mostró un cumplimiento de


51

110.5%. La variación se explica por la incorporación de inversión de proyectos que hasta 2008 eran financiados bajo el esquema PIDIREGAS y que fueron eliminados conforme al artículo 32 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria. Adicionalmente se erogaron 463.3 millones de pesos provenientes de los fondos de inversión (FIEX, AOI y FEIIP), que no forman parte del estado de flujo de efectivo.

Los pagos por mercancía para reventa ascendieron a 181,177 millones de pesos, 34.7% menor a los de 2008 y 9.3% menor al monto programado, como resultado de la reducción en compras de volúmenes de gasolina Premium, diesel, isobutano, turbosina y combustóleo, así como al menor precio en particular del gas natural.

El pago de impuestos indirectos disminuyó 16.9% respecto a 2008, derivado del menor pago de IVA, generado por ventas internas. Los impuestos directos fueron 493,722.6 millones de pesos, cantidad 48.8% menor a la ejercida en 2008, como consecuencia de pagos menores en el Derecho Ordinario Sobre Hidrocarburos (DOSH) y el Derecho Extraordinario Sobre la Exportación de Petróleo Crudo, derivado de la baja en ventas y precio del petróleo crudo.

El endeudamiento neto fue 62,428 millones de pesos, cantidad que representa 223.2% de cumplimiento respecto al original, consecuencia de mayores disposiciones externas.

Ejercicio del presupuesto con reconocimiento PIDIREGAS

Con el reconocimiento de la deuda PIDIREGAS los rubros que resultan afectados en el ejercicio presupuestal 2009, a nivel consolidado, de Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios son: incremento al gasto programable de 767,941 millones de pesos, de este monto, a operación le correspondió 251,076.3 millones de pesos, y a inversión 516,864.7 millones de pesos. Derivado de lo anterior el balance primario resultó deficitario en 773,220.6 millones de pesos.

En el pago de intereses, el reconocimiento de la deuda fue 179,042.4 millones de pesos, lo que ocasionó un déficit en el balance de operación de 979,052.2 millones de pesos, sin el efecto PIDIREGAS obtiene un déficit de 32,068.8 millones de pesos. Por último, se registró un mayor endeudamiento neto por 607,903.1 millones de pesos, derivado del reconocimiento de deuda PIDIREGAS de 545,475.1 millones de pesos.


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Ejercicio presupuestal. Flujo de efectivo consolidado

Con Reconocimiento de Deuda PIDIREGAS

(millones de pesos)

C o n c e p t o 2 0 0 8 2 0 0 9 V a r i a c i ó n ( % )

Programa Modificado Ejercicio Ejercicio/ Programa

Ejercicio/ Modificado

2009/2008 Real 1

Ingresos propios 46,869.4 288,099.9 318,655.1 318,858.2 10.7 0.1 546.1 Ingresos 1,662,882.7 1,443,184.1 1,161,323.7 1,162,608.9 -19.4 0.1 -33.6

Ventas interiores 786,003.6 875,301.0 706,167.8 710,399.9 -18.8 0.6 -14.2 Ventas exteriores 561,217.9 440,299.6 393,281.2 389,154.3 -11.6 -1.0 -34.1 Otros ingresos 315,661.3 127,583.5 61,874.8 63,054.8 -50.6 1.9 -81.0 Efecto tasa negativa del IEPS

222,503.0 127,583.5 31,662.2 31,662.2 -75.2 0.0 -86.5

Subs. y transfer. 35,445.2 - 12.6 12.6 - 0.0 -100.0 Egresos 1,530,579.2 1,376,891.0 1,936,134.9 1,935,842.2 40.6 0.0 20.1

Gto. programable 227,569.4 349,390.3 1,157,349.9 1,157,177.5 231.2 0.0 382.9 Operación 123,218.7 121,892.4 389,090.6 388,903.0 219.1 0.0 199.8

Reconocimiento de deuda

- - 251,076.3 251,076.3 - 0.0 -

Inversión 104,350.7 227,497.9 768,259.3 768,274.5 237.7 0.0 599.3 Reconocimiento de deuda

- - 516,864.7 516,864.7 - 0.0 -

Merc. para reventa 263,524.3 199,788.0 181,299.2 181,177.0 -9.3 -0.1 -34.7 Oper. ajenas netas 2,657.8 -2,008.8 -2,031.2 - 1.1 -172.6 Imptos. indirectos 120,945.9 113,757.6 105,781.4 105,796.3 -7.0 0.0 -16.9 Imptos. directos 915,881.8 713,955.2 493,713.2 493,722.6 -30.8 0.0 -48.8

Superávit primario 167,748.8 66,293.1 -774,798.6 -773,220.6 -1,266.4 -0.2 -537.8 Intereses 22,959.7 40,016.3 206,064.5 205,831.6 414.4 -0.1 751.4

Reconocimiento de deuda

- - 179,042.4 179,042.4 - 0.0 -

Superávit de oper. 144,789.1 26,276.8 -980,863.1 -979,052.2 -3,825.9 -0.2 -742.2 Endeudamiento neto -1,785.4 27,967.4 607,902.0 607,903.1 2,073.6 0.0 n.s.

Disposiciones 83,098.8 87,847.1 1,063,787.4 1,063,787.4 1,111.0 0.0 1,115.8 Reconocimiento de deuda

- - 895,992.6 895,992.6 - 0.0 -

Amortizaciones 84,884.3 59,879.7 455,885.3 455,884.3 661.3 0.0 410.1 Reconocimiento de deuda

- - 350,517.5 350,517.5

Incremento (uso) de

caja 143,003.7 54,244.2 -372,961.1 -371,149.1 -784.2 -0.5 -346.5

n.s. No significativo. 1. Deflactor 1.0529 del Índice Nacional de Precios al Consumidor (INPC) al mes de diciembre de 2009.Fuente: Cuenta de la Hacienda Pública de Petróleos Mexicanos. Base de Datos Institucional.


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3. Programa de inversiones

Petróleos Mexicanos a lo largo de su historia ha enfrentado retos de diversa índole. Actualmente el reto es sustentabilidad, lo que implica ser una empresa rentable y segura, con responsabilidad social y ambiental, que responda a las necesidades de crecimiento económico y social de México.

Los retos que enfrenta la empresa conllevan al desarrollo de una amplia infraestructura en toda la cadena de valor de la industria petrolera, la inversión de montos importantes de recursos monetarios y la exigencia de continuar ampliando el conocimiento en materia de desarrollo tecnológico, en donde los recursos humanos son de primordial importancia.

- El Activo Integral Cantarell, y en particular, el campo Akal-Nohoch,11 yacimiento supergigante, ha producido desde el inicio de sus operaciones (junio de 1979), más de 13 mil millones de barriles de petróleo crudo y 6.2 billones de gas natural. Este activo, desde hace cuatro años, inició su etapa de declinación, sin embargo, en la actualidad los recursos generados con su explotación continúan creando valor, con una producción en 2009 de 204.5 millones de barriles de petróleo crudo y 332.6 millones de pies cúbicos de gas natural hidrocarburo (sin nitrógeno). Parte de este escenario son los retos que exigen continuar la búsqueda de nuevas reservas de hidrocarburos, y ampliar el horizonte de conocimiento humano.

La localización de nuevas reservas de hidrocarburos requiere construir modelos geológicos que representen de manera precisa la conformación de las cuencas y plays conocidos, y de una estrategia que permita diversificar el riesgo, y al mismo tiempo, avanzar en el conocimiento de nuevas cuencas y horizontes hasta hoy inexplorados.

- La explotación de campos maduros y algunos en proceso avanzado de agotamiento, requieren la aplicación de procesos de recuperación secundaria o mejorada, y de sistemas artificiales de producción novedosos.

- Para los yacimientos de baja permeabilidad es necesario perforar pozos no convencionales y de menor costo, y aplicar técnicas de fracturamiento y estimulación que permitan aumentar la productividad de las rocas.

11. Históricamente Cantarell.


54

- También los nuevos retos exigen avanzar en el conocimiento para el diseño y la construcción de sistemas submarinos y flotantes, así como procesos de construcción y modelos y equipos logísticos más eficientes.

El desarrollo industrial del país precisa sostener la producción de crudo y expandir la producción de gas natural; ampliar y modernizar la capacidad de refinación, mejorar la calidad de los productos; atender los requerimientos de infraestructura para procesar gas natural y la red de ductos; y mantener la calidad y volumen de producción de petroquímicos.

En los últimos tres años, Petróleos Mexicanos invirtió 773.3 miles de millones de pesos12 a precios de 2009, lo que significó más del doble de los recursos destinados al desarrollo de la infraestructura petrolera en el periodo 2001-2003 de la anterior Administración Federal. A exploración y producción de hidrocarburos se destinaron 89.5% de los recursos de inversión en el periodo 2007-2009, a la reconfiguración y modernización de los procesos de refinación, su transporte y almacenamiento 8.1%, a los procesos de gas natural 1.6%, a los procesos petroquímicos 0.6%, y a las actividades de administración corporativa, servicios médicos y telecomunicaciones 0.2%.

12. Considera amortización de PIDIREGAS y de Fondos de inversión.

363,223251,127 262,816 259,324

773,267

2001-2003 2007 2008 2009 2007-2009


Inversión devengada 1

(millones de pesos de 2009 2)

1. No incluye el reconocimiento de la deuda PIDIREGAS ni inversion financiera. De 2001 a 2008

incluye PIDIREGAS.

2. Conforme al Índice Nacional de Precios al Consumidor.

Fuente: Base de Datos Institucional.

212.9%Aumento real


55

Los principales resultados obtenidos durante 2007-2009, con relación al trienio 2001-2003 fueron los siguientes:

- Aumentó 78.6% la terminación de pozos de desarrollo.

- Se descubrieron 41 campos que incorporaron reservas probadas por 935.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, en tanto que en el trienio 2001-2003 se descubrieron 64 campos con una incorporación de reservas probadas de 296.9 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, lo que significó más del doble (215.1%) de la reserva incorporada.

- La tasa de recuperación de reservas de hidrocarburos totales 3P pasó de 33.5% a 97.2% y la correspondiente a las reservas probadas 1P de 6.5% a 21.1%.

- La capacidad de proceso criogénico aumentó 400 millones de pies cúbicos diarios durante 2007-2009.

- A la reconfiguración de la refinería de Minatitlán, mejorar la calidad de los combustibles, sustitución de autotanques y la modernización de la flota mayor.

3.1 Presupuesto de inversión de la industria petrolera

paraestatal

En el Presupuesto de Egresos de la Federación de 2009 (PEF), la inversión presupuestaria aprobada para la industria petrolera paraestatal ascendió a 229,474.4 millones de pesos. En forma adicional, se autorizaron 16,896.813

millones de pesos de recursos provenientes del Fondo de Excedentes, FEX, para un total de 246,371.2 millones de pesos, monto 16.9% menor al aprobado en el PEF para el ejercicio 200814.

En el transcurso del año se realizaron nueve modificaciones al presupuesto aprobado en el PEF, por lo que el presupuesto final fue 259,534.3 millones de pesos, 13,163.1 millones de pesos más.

13. Autorizado por las autoridades hacendarias el 21 de enero de 2009, conforme al Artículo 19, fracción V, inciso c) de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria. Sin embargo el 24 de diciembre de ese año, la SHCP aprobó que 15,081.8 millones de pesos del FEX se clasificaran como inversión presupuestaria. 14. Cabe recordar que a partir de 2009, la inversión autorizada bajo el esquema PIDIREGAS pasó a formar parte de la inversión presupuestaria. Por esta razón para efectos de comparación la inversión PIDIREGAS de años anteriores se sumó a la presupuestaria.


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Inversión devengada, sin reconocimiento de la deuda PIDIREGAS, 2007-2009


Concepto 2007 2008

2009 Variación %

Presu-puesto

Modifi-cado

Ejercicio Presu-puesto

Modi-ficado

2008 2

Total 3 251,126.8 262,816.2 246,371.2 259,534.3 259,324.0 5.3 -0.1 -1.3

PEP 222,666.2 232,742.9 215,937.3 236,691.0 236,494.9 9.5 -0.1 1.6

PGPB 4,698.8 4,665.4 3,508.4 3,261.4 3,257.3 -7.2 -0.1 -30.2

PR 22,460.6 23,448.6 23,008.9 17,095.6 17,093.9 -25.7 0.0 -27.1

PPQ 1,107.9 1,366.4 3,295.4 2,026.3 2,018.0 -38.8 -0.4 47.7

Corporativo 193.3 592.9 621.2 460.0 460.0 -25.9 0.0 -22.4

Presupuestaria 3 217,729.7 260,069.6 229,474.4 259,061.7 258,852.2 12.8 -0.1 -0.5

PEP 189,304.6 230,345.0 199,040.5 236,290.4 236,094.2 18.6 -0.1 2.5

PGPB 4,663.2 4,552.9 3,508.4 3,232.8 3,228.7 -8.0 -0.1 -29.1

PR 22,460.6 23,427.1 23,008.9 17,055.4 17,053.7 -25.9 0.0 -27.2

PPQ 1,107.9 1,151.7 3,295.4 2,023.2 2,015.6 -38.8 -0.4 75.0

Corporativo 193.3 592.9 621.2 460.0 460.0 -25.9 0.0 -22.4

FONDOS 33,397.2 2,746.5 16,896.8 472.6 471.8 -97.2 -0.2 -82.8

PEP 33,361.6 2,397.9 16,896.8 400.6 400.6 -97.6 0.0 -83.3

PGPB 35.6 112.5 - 28.6 28.6 - 0.0 -74.6

PR - 21.5 - 40.2 40.2 - 0.0 87.2

PPQ - 214.7 - 3.1 2.4 - -22.6 -98.9

1. Conforme al Índice Nacional de Precios al Consumidor. 2. Variación en términos reales. Deflactor 1.0529 del Índice Nacional de Precios al Consumidor al mes de diciembre de 2009. 3. De 2007 a 2008, para fines comparativos incluye inversión PIDIREGAS, y para el ejercicio 2009 incluye gastos supervenientes. No incluye inversión financiera. Nota. La suma de los parciales puede no coincidir debido al redondeo. Fuente: Dirección Corporativa de Finanzas.

Al 31 de diciembre de 2009, la inversión total ejercida por Petróleos Mexicanos y organismos subsidiarios ascendió a 259,324 millones de pesos,15

1.3% menos en términos reales a lo ejercido en 2008.16

Del monto total 258,852.2 millones de pesos fueron de inversión presupuestaria (incluye 3,040.6 millones de pesos de supervenientes, que son gastos derivados de accidentes e imprevistos) y 471.8 millones de pesos de fondos de inversión, conforme a la distribución siguiente:

15. No considera 516,864.7 millones de pesos correspondientes al reconocimiento de la deuda PIDIREGAS. 16. En este apartado todas las comparaciones de 2009 respecto a 2008 se presentan en términos reales. El deflactor considerado es 1.0529 del Índice Nacional de Precios al Consumidor.


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- Del Fondo de Ingresos Excedentes (FIEX),17 se erogaron 395.3 millones de pesos, sobre todo en el Proyecto Cantarell.

- Del Fondo de Aprovechamiento para Obras de Infraestructura (AOI),18 se invirtieron 40.2 millones de pesos, sobre todo en la actualización de los sistemas de automatización de estaciones de compresión y bombeo de Pemex-Gas y Petroquímica Básica y en el Activo Integral Burgos de Pemex-Exploración y Producción.

- Del Fondo de Estabilización para la Inversión en Infraestructura de Petróleos Mexicanos (FEIIP),19 se ejercieron 36.3 millones de pesos en Pemex-Refinación para el aumento de la capacidad de refinación.

- Del Fondo de Excedentes (FEX), la SHCP con fundamento en el artículo 19 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria autorizó un incremento al gasto de inversión presupuestaria por 15,081.8 millones de pesos, con cargo a dicho fondo. Estos recursos se destinaron a la ejecución de proyectos de Pemex-Exploración y Producción en Cantarell, Aceite Terciario del Golfo, Burgos, Programa Estratégico de Gas y Ku-Maloob-Zaap.

Reconocimiento de la deuda PIDIREGAS

En 2009 se reconoció como deuda pública directa los financiamientos relacionados con PIDIREGAS. El monto reconocido como inversión física fue 516,864.7 millones de pesos, cantidad que sumada a la inversión física presupuestaria autorizada en 2009 y la proveniente de los fondos de inversión, el monto total autorizado a Petróleos Mexicanos ascendió a 776,399 millones de pesos y su ejercicio a 776,188.7 millones de pesos, al cierre del año.

En 2009, del total de reconocimiento de deuda PIDIREGAS en el rubro de inversión (no incluye el efecto del reconocimiento de deuda en el gasto de operación) 90.4% correspondió a Pemex-Exploración y Producción, 8.1% a Pemex-Refinación, 1.4% a Pemex-Gas y Petroquímica Básica y 0.1% a Pemex-Petroquímica.

17. De acuerdo al artículo 25 inciso n) del Decreto de Presupuesto de Egresos de la Federación 2006, y al artículo 1 de la Ley de Ingresos de la Federación 2006. 18. Conforme al artículo 7, inciso XI, de la Ley de Ingresos de la Federación 2004. 19. En cumplimento al artículo 19 fracción IV, inciso b) de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.


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Inversión devengada, con reconocimiento de la deuda PIDIREGAS, 2009

(millones de pesos)

Concepto Presupuesto Modificado Ejercicio 1 Variación %

Presupuesto Modificado TOTAL 246,371.2 776,399.0 776,188.7 215.0 0.0

PRESUPUESTARIA 1 229,474.4 775,926.4 775,716.9 238.0 0.0 Reconocimiento de deuda - 516,864.7 516,864.7 - 0.0 Inversión presupuestaria 229,474.4 259,061.7 258,852.2 12.8 -0.1

Exploración y Producción 199,040.5 703,706.5 703,510.3 253.5 0.0 Reconocimiento de deuda - 467,416.1 467,416.0 - 0.0 Inversión presupuestaria 199,040.5 236,290.4 236,094.2 18.6 -0.1

Gas y Petroquímica Básica 3,508.4 10,723.5 10,719.4 205.5 0.0 Reconocimiento de deuda - 7,490.7 7,490.7 - 0.0 Inversión presupuestaria 3,508.4 3,232.8 3,228.7 -8.0 -0.1

Refinación 23,008.9 58,729.2 58,727.5 155.2 0.0 Reconocimiento de deuda - 41,673.8 41,673.9 - 0.0 Inversión presupuestaria 23,008.9 17,055.4 17,053.7 -25.9 0.0

Petroquímica 3,295.4 2,307.3 2,299.7 -30.2 -0.3 Reconocimiento de deuda - 284.1 284.1 - 0.0 Inversión presupuestaria 3,295.4 2,023.2 2,015.6 -38.8 -0.4

Corporativo 621.2 460.0 460.0 -25.9 0.0 Inversión presupuestaria 621.2 460.0 460.0 -25.9 0.0

FONDOS 16,896.8 472.6 471.8 -97.2 -0.2 Exploración y Producción 16,896.8 400.6 400.6 -97.6 0.0 Gas y Petroquímica Básica - 28.6 28.6 - 0.0 Refinación - 40.2 40.2 - 0.0 Petroquímica - 3.1 2.4 - -22.6

1. Incluye 3,040.6 millones de pesos de gastos supervenientes. Nota. La suma de los parciales puede no coincidir debido al redondeo. Fuente: Petróleos Mexicanos.

3.2 Presupuesto de inversión por organismo subsidiario


En exploración, las etapas de su proceso comprenden la evaluación del potencial petrolero, la incorporación de reservas y la delimitación de yacimientos. La orientación de sus actividades en 2009 se presenta a continuación:

- El programa de evaluación del potencial petrolero considera la adquisición de información sísmica 2D y 3D, así como la perforación y terminación de pozos. En 2009, las actividades continuaron en la Cuenca del Golfo de México Profundo (proyectos Golfo de México B y Golfo de México Sur), y en las Cuencas del Sureste en los proyectos Coatzacoalcos, Malpaso y


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Reforma. Estas actividades incluyen trabajos en aguas profundas con tirantes de agua mayores a 500 metros.

- Los trabajos de incorporación de reservas se desarrollaron en Burgos, Veracruz, Comalcalco, Julivá, Reforma, Simojovel, Campeche Oriente, Campeche Poniente y Litoral de Tabasco Marino, los cuales permitieron alcanzar una cifra récord en la tasa de restitución de reservas 3P de 128.7%, y una tasa de restitución integrada de reservas probadas de 77.1%.

- En delimitación de yacimientos, la estrategia exploratoria se orientó a la reclasificación de reservas para reducir el costo de descubrimiento y desarrollo, y disminuir la incertidumbre para la fase de desarrollo de campos. Las actividades contenidas en el programa de delimitación de yacimientos se dieron en los proyectos Campeche Oriente y Crudo Ligero Marino.

En producción primaria, las actividades se enfocaron a la estabilización de la producción a partir de un portafolio de proyectos maduros, y de producción proveniente de nuevos descubrimientos.

En los últimos diez años, la inversión en exploración y producción primaria ha observado una tendencia creciente, en particular, en esta Administración Federal (2007-2009). El monto de recursos en inversión física fue 691.9 miles de millones de pesos, cantidad 130.1% mayor a la inversión devengada en el periodo 2001-2003. Los recursos se destinaron principalmente a los activos integrales, Cantarell, Ku-Maloob-Zaap, Burgos, Programa Estratégico de Gas, Antonio J. Bermúdez y Aceite Terciario del Golfo.

- Del total de la inversión ejercida en el trienio 2007-2009, aproximadamente 75% se destinó a actividades de explotación, 12 % a exploración, y el porcentaje restante a las actividades de mantenimiento, seguridad industrial y protección ambiental.

- La inversión en exploración ha ido en aumento constante, lo que se ha traducido en una mejora de las tasas de restitución de reservas de hidrocarburos en los últimos años.


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Principales resultados 2001-2003 2007-2009

Pozos terminados 1,511 2,538 Exploración 196 189 Desarrollo 1,315 2,349

Campos descubiertos con reservas 1P 64 41 Aceite 13 16 Gas 51 25

Plataformas marinas 25 32 Incorporación de reservas 3P por descubrimientos (MMbpce)

1,536 4,309

Tasa de recuperación de reservas 3P (%) 33.5 97.2 Incorporación de reservas 1P por descubrimientos (MMbpce)

297 935

Tasa de recuperación de reservas 1P (%) 6.5 21.1 Perforación en aguas profundas (pozos) Inició la perforación

de un pozo Diez terminados, cuatro

productivos, un productivo no comercial y uno en terminación.

Tirante máximo en aguas profundas (metros) 513 1,220

300,643222,666 232,743 236,495

691,904

2001-2003 2007 2008 2009 2007-2009




130.1%Aumento real


incluye PIDIREGAS.




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Durante 2009, la inversión total devengada en Pemex-Exploración y Producción fue 236,494.9 millones de pesos, 1.6% mayor respecto a 2008, la mayor parte provino (99.8%) de recursos presupuestarios y sólo 400.6 millones de pesos (0.2%) tuvieron su origen en los fondos de inversión.

La inversión presupuestaria incluyó 2,555.3 millones de pesos de gastos supervenientes y 7,373.4 millones de pesos de los Contratos de Obra Pública Financiada (COPF) que se desarrollan en la Cuenca de Burgos. Del FIEX provinieron 391.6 millones de pesos y nueve millones de pesos del AOI.

Los proyectos con mayor ejercicio de recursos en el organismo subsidiario (Cantarell, Programa Estratégico de Gas, Aceite Terciario del Golfo, Ku-Maloob-Zaap y Burgos) erogaron en conjunto 71.6% de la inversión de Pemex-Exploración y Producción.

En 2009, el organismo subsidiario desarrolló 28 proyectos de inversión, las principales obras concluidas en estos proyectos consideran 23 ductos (192.2 kilómetros de longitud), y 13 estructuras marinas y plataformas. En los principales proyectos los resultados fueron los siguientes:

- En el proyecto Integral Cantarell, se ejercieron 54,535.3 millones de pesos y destaca la terminación de seis plataformas recuperadoras de pozos tipo tetrápodo (Akal-TE, Akal-TTJ, Akal-TO, Akal-TPGZ, Akal-TR y Akal-MA), y 13 pozos de desarrollo.

- En el Programa Estratégico de Gas invirtió 37,107.8 millones de pesos, principalmente en la construcción de la plataforma de perforación Ixtal-B; dos plataformas recuperadoras de pozo, Sinan SO y Lankahuasa-B; dos oleoductos; un gasoducto; una estación de medición de gas; una batería de separación (Perdiz); y 19 pozos exploratorios y 42 de desarrollo.

En diciembre de 2009 inició la explotación del campo Cauchy del proyecto Veracruz con una producción de gas no asociado, en ese mes, de 24.9 millones de pies cúbicos diarios. Este yacimiento fue descubierto en agosto de 2008.

- Para el proyecto Integral Ku-Maloob-Zaap erogó 27,283.9 millones de pesos, lo que permitió terminar la plataforma de perforación Maloob-C, la plataforma de producción Ku-H, dos gasoductos, un oleogasoducto y 15 pozos de desarrollo. Además, se realizaron 20 intervenciones mayores a pozos, frente a cinco del programa.


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Inició la inyección de 230 millones de pies cúbicos diarios de nitrógeno al campo. El esquema de mantenimiento de presión considera la inyección de nitrógeno en tres de los campos principales, lo que permitirá la recuperación de las reservas de hidrocarburos y reducir la tendencia a la baja de la presión del campo. El desarrollo de la infraestructura permitirá el manejo de la producción de crudos extrapesados característicos de estos campos.

- En el proyecto Integral Burgos devengó 22,993.4 millones de pesos en la construcción de tres gasoductos, dos estaciones de recolección de gas (Oporto-1 y Murex-C), 29 pozos exploratorios y 386 pozos de desarrollo, principalmente.

- En el proyecto Integral Aceite Terciario del Golfo ejerció 27,353.3 millones de pesos, los resultados obtenidos fueron básicamente la construcción de tres gasoductos, nueve oleoductos y 426 pozos de desarrollo.

- En el proyecto Antonio J. Bermúdez ejerció 12,392 millones de pesos. Al cierre de 2009 estaba en desarrollo una prueba piloto de inyección de vapor a alta temperatura en dos pozos para reducir la viscosidad del aceite, así como determinar el mejor esquema de explotación para los cuerpos de arena de aceite extra pesado. Continuó la inyección de nitrógeno en los campos Oxiacaque, Cunduacán e Íride.


En materia de gas y petroquímica básica, la cartera de proyectos tiene el propósito de hacer frente a la oferta de gas natural de Pemex-Exploración y Producción; satisfacer la demanda de gas seco, gas licuado y de petroquímicos básicos, principalmente de etano y gasolinas naturales (naftas) de manera eficiente, segura y oportuna; aprovechar el potencial de cogeneración eléctrica; fortalecer e introducir flexibilidad y redundancia a los sistemas de transporte de gas natural y de gas licuado; y proporcionar el etano requerido para el proyecto Etileno XXI.

La inversión en infraestructura realizada por Pemex-Gas y Petroquímica Básica en el periodo 2007-2009 ascendió a 12.6 miles de millones de pesos, 21.8% mayor en términos reales a la ejercida en 2001-2003. Los esfuerzos se orientaron principalmente a la construcción de las plantas criogénicas V y VI en el Complejo Procesador de Gas Burgos con el propósito de hacer frente a la


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creciente oferta de gas natural proveniente de la Cuenca de Burgos, que pasó de 1,009.1 millones de pies cúbicos diarios en 2001-2003 a 1,436.5 millones de pies cúbicos diarios en 2007-2009, es decir un aumento en la oferta de gas natural de 42.4%.

Principales resultados 2001-2003 2007-2009 Nueva capacidad en plantas: Criogénicas 33 MMpcd (una planta,

CPG Arenque) 400 MMpcd (plantas V y

VI, CPG Burgos) 200 MMpcd (una planta,

CPG Poza Rica, inició la construcción en 2009)

Endulzamiento 34 MMpcd (una planta, CPG Arenque)

Recuperación de azufre 1,072 Td (seis)Rediseños y aumentos de capacidad en plantas: Criogénicas Endulzamiento 730 MMpcd (14 plantas) Recuperación de azufre 174 Td (cuatro plantas)Nota: No incluye revisiones a la capacidad instalada.

10,364

4,699 4,6653,257

12,621

2001-2003 2007 2008 2009 2007-2009




21.8%Aumento real


incluye PIDIREGAS.




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Durante 2009, la inversión total devengada en Pemex-Gas y Petroquímica Básica ascendió a 3,257.3 millones de pesos, 30.2% menos respecto a 2008; de este monto 3,228.7 millones de pesos correspondió a inversión presupuestaria (99.1%), y 28.6 millones a los fondos de inversión (0.9%). La inversión presupuestaria incluye 39.7 millones de pesos de supervenientes, mientras que los fondos de inversión, que no se contemplaron en el presupuesto original, provinieron del AOI.

Los proyectos con mayor ejercicio de recursos fueron: la planta criogénica de 200 millones de pies cúbicos diarios en el Complejo Procesador de Gas Poza Rica; la conclusión de las plantas criogénicas modulares de Burgos; y el incremento de la capacidad de las plantas actuales en el Complejo Procesador de Gas Poza Rica, entre otros.

- Inició la construcción en Poza Rica, de la planta criogénica para procesar 200 millones de pies cúbicos diarios de gas húmedo dulce proveniente del Activo Aceite Terciario del Golfo, además del aumento de capacidad de las plantas existentes. La inversión ejercida en 2009 fue 696.1 millones de pesos en la planta nueva y 228.9 millones de pesos en las plantas existentes.

El proyecto incluye una fraccionadora de licuables, esferas de almacenamiento, integración y servicios auxiliares. Al cierre de 2009, el avance físico era 17.2%, 5.3 puntos porcentuales mayor al previsto, debido al inicio de los trabajos de ingeniería básica y de detalle, a la colocación anticipada de las órdenes de compra para los equipos principales, y a la conclusión de la obra civil de la residencia de obra.

- En 2009 concluyó la construcción de la estación de compresión Emiliano Zapata, que tiene como objetivo incrementar la capacidad de transporte de gas natural del ducto de 48 pulgadas de diámetro Cempoala-Santa Ana. El proyecto incluye el libramiento a la ciudad de Jalapa, el cual alcanzó 41% de avance físico real al cierre de 2009.

- En enero de 2009 concluyó la construcción de la planta criogénica VI del Complejo Procesador de Gas Burgos e inició operaciones en febrero.

- Comenzó la construcción, por parte de un tercero, de la primera planta de cogeneración de energía eléctrica a gran escala (300 MW) en el Complejo Procesador de Gas Nuevo Pemex.


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El proyecto permitirá suministrar entre 550 y 800 toneladas hora de vapor y energía eléctrica al complejo, disponer de excedentes de electricidad para que se aprovechen en otras instalaciones de Petróleos Mexicanos, y contribuir a la estrategia de protección ambiental de la empresa.

- Las estaciones de compresión del norte permitirán incrementar la capacidad de transporte de gas natural del ducto de 24 pulgadas de diámetro Reynosa-Chihuahua de 290 a 400 millones de pies cúbicos diarios para atender la demanda de las plantas de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) de El Encino, Chihuahua y Torreón, Coahuila.

Comprende la reconfiguración de la estación de compresión Santa Catarina (repotenciación de dos turbocompresores y la instalación de uno adicional), y la construcción de la estación de compresión Cabrito. En 2009 se elaboró la documentación técnica para definir el área de construcción de la estación de compresión. Al cierre del año este proyecto se encontraba en reevaluación como resultado de las nuevas condiciones de demanda de gas natural.

- Para aumentar la seguridad en el sistema de transporte de etano de Cactus al área de Coatzacoalcos y garantizar el suministro de este compuesto a plantas petroquímicas y al proyecto Etileno XXI, se contempla la construcción de dos ductos, uno de Nuevo Pemex a Cactus y otro de Cactus a La Cangrejera. Al cierre de 2009 este proyecto se encontraba en revisión de actividades y calendario por las restricciones presupuestales.

- Con objeto de renovar la infraestructura de transporte de etano y más pesados en el Sureste del país se considera la construcción de un ducto de Ciudad Pemex a Nuevo Pemex sobre el derecho de vía Agave. Este proyecto se vincula al proyecto Etileno XXI, y al cierre de 2009 se encontraba en revisión de actividades y calendario por la astringencia presupuestal.

- Se avanza en la contratación de un servicio de transporte de gas natural de 400 millones de pies cúbicos diarios en el trayecto Tamazunchale-San Luis de la Paz-San José Iturbide, que permita disponer de una ruta alterna y aumente la capacidad de transporte hacia el centro-occidente del país, para abastecer a las nuevas plantas de la CFE en el Valle de México y Salamanca. El proyecto será desarrollado con capital privado. En noviembre de 2009 se firmó un memorándum de entendimiento con once empresas para obtener


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las bases del concurso. En 2010 se solicitarán ofertas a las empresas interesadas, se efectuará el fallo e iniciará la construcción.

- El proyecto Etileno XXI tiene como propósito impulsar la inversión privada en la construcción de un complejo petroquímico de clase mundial. El proyecto incluye la construcción y operación de una planta de desintegración térmica de etano (cracker) de un millón de toneladas anuales de capacidad para la producción de etileno y sus derivados. Para ello Petróleos Mexicanos subastó y suscribió, en noviembre de 2009, un acuerdo de entendimiento para suministrar 66 mil barriles diarios de etano como materia prima para el complejo petroquímico que se construirá en el área de Coatzacoalcos.

Pemex-Refinación

La estrategia en refinación se orientó al sostenimiento de la infraestructura y al desarrollo de nuevos proyectos entre los que destacan: la calidad de combustibles, el nuevo tren de refinación en Tula, el aumento de la capacidad para procesar crudos pesados y la oferta de destilados, así como ampliar la capacidad de transporte. Todo ello para satisfacer las necesidades del mercado y capturar el valor asociado a la demanda nacional de petrolíferos.

En el periodo 2007-2009 la inversión en infraestructura realizada por Pemex-Refinación ascendió a 63 mil millones de pesos, 39.5% mayor en términos reales a la ejercida en 2001-2003.

- Los esfuerzos se orientaron principalmente a la reconfiguración de la refinería de Minatitlán; a mejorar la calidad de los combustibles en sus fases gasolinas y diesel; a la sustitución de 1,037 autotanques, con más de 10 años de servicio, conforme al Programa de Renovación Integral de la Flota Terrestre de Transporte de Combustibles, que considera reemplazar 1,150 unidades; modernización de la flota mayor; implantación del Sistema SCADA en siete poliductos; y al proyecto de infraestructura de Almacenamiento y Distribución Tuxpan-México.


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Principales resultados 2001-2003 2007-2009 Reconfiguración del SNR Cadereyta. Construcción de nueve

plantas, ampliación y modernizaciónde 10

Minatitlán, construcción de 11 plantas nuevas. Avance, 91.8%

Madero, construcción de 10 plantas, modernización de siete

Definición de la nueva refinería de Tula, Hidalgo

Tula, construcción de dos plantas y la modernización de dos

Definición de la nueva reconfiguración de Salamanca

Salamanca, construcción de dos plantas

Sustitución de autotanques - 1,037 unidadesRenovación de la flota petrolera

- Cuatro buques (arrendamiento financiero)

Ductos, almacenamiento y distribución

- Ducto Tuxpan-México 18.6% avance

45,167

22,461 23,44917,094

63,003

2001-2003 2007 2008 2009 2007-2009

Pemex-Refinación



39.5%Aumento real


incluye PIDIREGAS.




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Durante 2009, las inversiones se orientaron al sostenimiento de la infraestructura y al desarrollo de nuevos proyectos entre los que destacan calidad de combustibles y la construcción de una nueva refinería en Tula.

La inversión total devengada en Pemex-Refinación ascendió a 17,093.9 millones de pesos, 27.1% menos respecto a 2008; de este monto 99.8% correspondió a presupuestaria y 0.2% a los fondos de inversión. La presupuestaria incluyó 424.6 millones de pesos relativos a gastos supervenientes. Los fondos de inversión estuvieron constituidos por el FEIIP, 36.3 millones de pesos; el AOI, 2.6 millones de pesos; y el FIEX, 1.4 millones de pesos, que en conjunto fueron 19.8 millones de pesos mayores al año previo.

Los proyectos con mayor ejercicio de recursos fueron la reconfiguración de la refinería de Minatitlán; sostenimiento de la producción de las refinerías de Cadereyta, Tula y Madero, reemplazo vehicular de autotanques propios; e infraestructura para incrementar la capacidad del sistema de almacenamiento y distribución Tuxpan-México. Los avances de los principales proyectos fueron:

- En 2009, culminó la entrega de 360 autotanques correspondientes al Programa de Renovación Integral de la Flota Terrestre de Transporte de Combustibles. Con esta acción, al cierre del ejercicio se han sustituido 1,037 vehículos. La inversión ejercida en este proyecto fue 525.5 millones de pesos.

- En la reconfiguración de la refinería de Minatitlán se ejercieron 4,015.9 millones de pesos que representó 92.4% de avance financiero y 91.8% de avance físico. Como complemento a la reconfiguración, en septiembre de 2009 inició la construcción de un hidrogenoducto de 24.5 kilómetros de longitud que va de La Cangrejera a Minatitlán.

- Los estudios de preinversión para la conversión de residuales de Salamanca ejercieron 40.7 millones de pesos, con un avance financiero de 0.3%. Durante 2009 se trabajó en la elaboración de términos de referencia para el desarrollo de las ingenierías básicas, así como en la selección de tecnologías para los diferentes procesos y concluyeron las actividades de la ingeniería conceptual, necesarios para precisar el alcance del proyecto.

- En la construcción de la planta desmineralizadora de la refinería de Cadereyta se tuvo un ejercicio de 291.6 millones de pesos, 87.5% de avance financiero y 87.3% de avance.


69

- En el proyecto Sistema de Almacenamiento y Distribución Tuxpan-México, los trabajos realizados fueron: estudio de preinversión, se ejercieron 645.4 millones de pesos (99.5% de avance); en las obras de la Terminal Marítima Tuxpan el avance fue 0.3% y en el poliducto 37%. En mayo de 2009 inició la actualización de las estaciones Ceiba, Zoquital y Catalina.

- En los proyectos para dar cumplimiento a la Norma Oficial Mexicana NOM-148, se realizaron 21 rehabilitaciones y se tuvo 7.9% de avance físico en las plantas de azufre en Minatitlán y Salamanca. Asimismo, se revisó el balance global de azufre en la refinería de Salamanca y se decidió licitar un solo tren, lo que ocurrió el 10 de diciembre de 2009.

- En el proyecto Calidad de Combustibles para dar cumplimiento a la NOM-086 se erogaron 430.4 millones de pesos y 214.6 millones de pesos en los estudios de preinversión para sus ingenierías básicas.

Fase gasolinas. Tiene el propósito de producir gasolinas de ultra bajo azufre (UBA). El alcance del proyecto considera el desarrollo de ingeniería, la procura, construcción, pruebas y puesta en marcha de plantas desulfuradoras de gasolina catalítica, unidades regeneradoras y de amina, purificadoras de hidrógeno, sistemas complementarios, servicios auxiliares y su integración a las refinerías. El proyecto se dividió en tres paquetes de obra, el primero considera a las refinerías de Tula y Salamanca, el segundo a Madero y Cadereyta, y el tercero a Minatitlán y Salina Cruz.

Fase diesel. Su objetivo es elaborar diesel UBA. El proyecto considera la construcción y modernización tanto de hidrodesulfuradoras como de plantas complementarias (generadoras de hidrógeno, purificadoras de hidrógeno, recuperación de azufre, tratadoras de aguas amargas y de regeneración de aminas), así como unidades de servicios auxiliares nuevas (calderas de vapor y turbogeneradores), y ampliaciones y adecuaciones en unidades de servicios auxiliares, infraestructura de almacenamiento, sistemas de mezclado e integración. En 2009 concluyó la ingeniería básica y conceptual de Cadereyta. En las otras refinerías estaba en ejecución el licenciamiento de tecnologías.

- Conforme a las líneas de acción establecidas para Pemex-Refinación, este organismo subsidiario busca aumentar su capacidad de producción, para lo cual, en agosto de 2009 se definió a Tula, Hidalgo, como el lugar donde se


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construirá la nueva refinería. Esta decisión se tomó después de un análisis técnico-económico riguroso, que entre otros factores destaca la cercanía de la ubicación elegida con los mercados deficitarios en petrolíferos y la existencia de residuales aprovechables de la refinería existente en esa ciudad.

- El alcance del proyecto es aumentar la oferta de productos de alto valor agregado, gasolinas y destilados intermedios en 300 mil barriles diarios, y procesar 230 mil barriles diarios de petróleo crudo pesado tipo Maya. La capacidad de destilación atmosférica será de 250 mil barriles diarios. La configuración de esta refinería se asocia con márgenes de refinación más elevados.

El proyecto considera la construcción de quince plantas; tanques de almacenamiento, un oleoducto de Nuevo Teapa-Tula de 24 pulgadas de diámetro y 629 kilómetros con una capacidad de transporte de 250 mil barriles diarios de crudo; y un poliducto de Tula-Azcapotzalco de 16 pulgadas de diámetro y 80 kilómetros de longitud, con capacidad de transporte de 43 mil barriles diarios de productos.

Pemex-Petroquímica

En petroquímica las políticas de inversión se orientaron al cumplimiento de los programas de elaboración de productos petroquímicos con la calidad, volúmenes y costos de producción pactados, en condiciones de seguridad industrial y respeto al medio ambiente. Para ello se fijaron diversas líneas de acción, entre las que destacan el establecimiento de controles rigurosos sobre las variables de proceso que permitan alcanzar la producción comprometida; fomentar la mejora continua y la innovación, así como la reducción de los costos de producción y el aseguramiento de la confiabilidad en sus instalaciones.

La inversión en infraestructura realizada por Pemex-Petroquímica en el periodo 2007-2009 fue 4.5 miles de millones de pesos, 16.5% menos en términos reales a la ejercida en 2001-2003. La menor inversión se explica principalmente por la suspensión temporal de las segundas etapas de construcción de los proyectos: etileno de 600 a 900 mil toneladas y de estireno de 150 a 250 mil toneladas anuales en La Cangrejera. Continuar la construcción de estos proyectos se evalúa en función de la iniciativa del proyecto Etileno XXI.


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Principales resultados 2001-2003 2007-2009 Plantas petroquímicas nuevas - Swing de polietileno de 300

MTA, Morelos Ampliación y modernización de plantas petroquímicas

- Etileno, 500 a 600 MTA, Morelos

- Óxido de etileno, 225 a 280 MTA, Morelos

- Etileno, 500 a 600 MTA, La Cangrejera

- Tren de aromáticos, La Cangrejera. 15.3% de avance

- Clorados III, Pajaritos, 88.3% de avance

- Adecuación de la planta de oxígeno, Morelos

- Polietileno,240 a 315 MTA, La Cangrejera

5,382

1,108 1,3662,018

4,492

2001-2003 2007 2008 2009 2007-2009

Pemex-Petroquímica



-16.5%Disminución real

1. No incluye el reconocimiento de la deuda PIDIREGAS ni inversion financiera. En 2007 y 2008

incluye PIDIREGAS.




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Durante 2009, Pemex-Petroquímica invirtió 2,018 millones de pesos, 47.7% más que lo ejercido en 2008; de este monto 99.9% correspondió a inversión presupuestaria y 0.1% a los fondos de inversión. La inversión presupuestaria incluyó 0.5 millones de pesos de gastos supervenientes. Los fondos de inversión provinieron del FIEX.

Los principales proyectos estratégicos que ejercieron recursos fueron:

- En la Modernización y Ampliación del Tren de Aromáticos en el Complejo Petroquímico La Cangrejera, se ejercieron 412 millones de pesos, con 15.3% de avance físico. En junio de 2009 se formalizó el contrato para el desarrollo de ingeniería, procura y construcción, así como puesta en operación del Paquete IPC-I Unidad de Proceso CCR Platforming, y al cierre del año estaban en preparación los términos de referencia para la licitación de la ingeniería de detalle para el IPC-2.

- Para la ampliación y modernización de la capacidad de producción de la cadena de los derivados de etano del Complejo Petroquímico Morelos, se ejercieron 332.6 millones de pesos. El proyecto comprende la construcción de la planta Swing para el aumento de la producción de polietileno de baja densidad (PELBD) y/o polietileno de alta densidad (PEAD) de 300 mil toneladas anuales (ya concluida) y la ampliación de la planta de óxido de etileno de 225 a 360 mil toneladas anuales en dos etapas.

La primera etapa de 225 a 280 mil toneladas (modificación de las secciones de reacción, de purificación y de glicol) inició su operación en septiembre de 2009.

La segunda etapa (280 a 360 mil toneladas), para la sustitución de los reactores existentes por dos reactores nuevos tipo ebullente, se encuentra suspendida, al igual que la modernización de la planta ASAHI de polietileno y la ampliación de 300 mil toneladas anuales de la planta de etileno, que estaban contempladas en el proyecto original.

Corporativo de Petróleos Mexicanos

El Corporativo de Petróleos Mexicanos mejora, actualiza y complementa su infraestructura, en particular los servicios de salud y de telecomunicaciones, a fin de brindar a los organismos subsidiarios y al personal en general, servicios eficientes y competitivos.


73

La inversión física ejercida por el Corporativo de Petróleos Mexicanos fue 460 millones de pesos, 22.4% menor a la de 2008. Este comportamiento se debió al retraso en la presentación de licitaciones, principalmente en artículos de protección y seguridad, papelería, uniformes, refacciones y papelería para equipos de cómputo, entre otros, así como menor gasto en rehabilitación, modificación y acondicionamiento por contrato y construcción.

Sobresale la adquisición de equipo automotriz (ambulancias y vehículos de servicio), 72 millones de pesos; el equipamiento y renovación de unidades médicas, 44.1 millones de pesos; y la construcción de una unidad deportiva en Ciudad del Carmen Campeche, 26.2 millones de pesos.

Contratos de Obra Pública Financiada (COPF)

El objetivo de los contratos de obra pública financiada es disponer de un esquema contractual para la ejecución eficiente de obras públicas, que permita incrementar las capacidades financieras y de ejecución de Petróleos Mexicanos relativas a la producción de hidrocarburos. Los COPF son contratos de obra pública sobre la base de precios unitarios que integran diversos servicios en un solo contrato, en ellos Pemex-Exploración y Producción mantiene la propiedad de los hidrocarburos extraídos y de las obras realizadas.

De 2003 a 2009 se han celebrado nueve contratos para ejecutar obras y servicios necesarios para la producción de gas natural en distintas áreas (bloques) de la Cuenca de Burgos de los cuales ocho continúan vigentes (Reynosa-Monterrey, Misión, Cuervito, Fronterizo, Olmos, Pirineo, Nejo y Monclova), ya que a mediados de 2008 Pemex-Exploración y Producción dio por terminado el contrato del bloque Pandura-Anáhuac.

Las principales obras realizadas en 2009 mediante los COPF fueron: perforación de 87 pozos (22.4% del total en Burgos), y la terminación de 104 pozos (90 de desarrollo y 14 exploratorios) de los cuales 99 resultaron productores, además de la adquisición de 1,466 kilómetros cuadrados de información sísmica 3D (52% del total en Burgos).

Resultado de las inversiones, la producción de gas natural de los bloques en 2009 promedió 407.8 millones de pies cúbicos diarios, 59.3% superior a la del año previo. En diciembre alcanzó 467.8 millones de pies cúbicos diarios, 162 millones de pies cúbicos diarios mayor al mismo mes de 2008. Destaca el aumento en la producción del bloque Monclova (52.2 millones de pies cúbicos


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diarios) y de los bloques Nejo y Misión (40.6 millones de pies cúbicos diarios y 40.1 millones de pies cúbicos diarios, respectivamente).

El éxito de la perforación de pozos exploratorios en el bloque Misión generó mayores oportunidades de desarrollo a las previstas en dicha área. Para poder aprovechar estas oportunidades, el 11 de marzo de 2009 se formalizó el incremento, de 493.6 millones de dólares, en el monto del contrato del bloque Misión, que originalmente consideraba 1,035.6 millones de dólares.

COPF, producción de gas natural por bloque

(millones de pies cúbicos diarios)

Reynosa-Monterrey

Misión Cuervito Fronterizo Pandura-Anáhuac1

Pirineo Olmos Monclova Nejo Total

2004 8.8 28.0 13.4 6.4 - - - - - 56.6 2005 19.8 42.6 19.2 9.8 8.2 2.6 - - - 102.2 2006 37.8 50.2 17.2 10.5 16.9 5.1 - - - 137.7 2007 45.3 61.7 18.3 11.4 17.9 5.8 - 14.4 14.6 189.5 2008 44.6 70.8 19.9 12.3 7.6 12.7 - 48.3 39.8 256.0 Enero 50.6 68.9 20.3 11.1 17.0 6.0 - 31.2 35.2 240.4 Febrero 50.0 67.4 20.0 11.0 16.7 6.0 - 32.5 33.4 237.1 Marzo 48.9 69.5 19.8 11.0 17.1 6.0 - 40.8 33.8 246.8 Abril 46.9 70.0 19.1 10.3 17.7 5.7 - 46.9 34.0 250.6 Mayo 46.0 70.2 19.0 10.4 17.3 4.1 - 44.3 33.4 244.8 Junio 45.3 72.2 19.0 10.2 6.4 2.7 - 44.9 33.4 234.2 Julio 44.1 70.7 19.4 10.6 - 2.5 - 46.8 33.9 228.0 Agosto 42.6 74.3 19.8 13.3 - 2.8 - 57.7 41.1 250.7 Septiembre 40.3 72.4 21.4 13.9 - 6.6 - 58.6 47.5 260.6 Octubre 40.3 71.0 21.0 14.5 - 13.5 - 60.1 50.0 270.4 Noviembre 40.0 71.7 20.1 15.3 - 44.4 - 58.9 51.1 301.5 Diciembre 40.2 71.5 19.9 15.7 - 52.1 - 56.2 50.3 305.9 2009 41.0 110.8 25.5 16.4 - 32.5 0.8 100.5 80.4 407.8 Enero 40.1 78.3 19.9 16.2 - 44.3 - 83.2 52.9 335.0 Febrero 39.7 82.2 19.0 16.0 - 42.0 - 84.7 53.4 337.1 Marzo 40.8 94.8 22.3 15.8 - 34.1 0.8 93.4 67.3 369.3 Abril 39.5 103.9 21.4 15.7 - 31.1 1.2 103.5 83.1 399.5 Mayo 40.6 105.4 22.5 15.1 - 27.5 0.7 104.6 92.9 409.3 Junio 40.4 112.4 23.1 15.2 - 23.5 0.8 101.8 90.1 407.4 Julio 39.3 120.3 26.0 15.3 - 20.3 0.8 109.9 89.9 421.8 Agosto 39.9 117.7 33.6 15.3 - 18.6 0.7 107.3 88.9 422.0 Septiembre 40.1 118.1 30.5 17.9 - 30.8 1.0 104.2 66.6 409.3 Octubre 44.1 130.3 29.0 18.3 - 38.2 1.0 104.8 90.5 456.1 Noviembre 43.1 130.6 28.6 18.6 - 39.4 0.9 102.2 89.8 453.3 Diciembre 43.9 133.6 29.0 18.0 - 40.4 0.9 105.1 96.9 467.9

1. En 2008 se dio por terminado, de manera anticipada, el contrato del bloque Pandura-Anáhuac. Fuente: Base de Datos Institucional.


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En 2009, mediante un convenio se estipuló que los Contratos de Obra Pública Financiada continuarían vigentes a partir de 2009 bajo la modalidad de inversión presupuestaria, de conformidad con lo establecido en diversas modificaciones a la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, publicadas el 13 de noviembre de 2008. Dichas modificaciones establecieron, entre otros aspectos, la eliminación del esquema PIDIREGAS conforme al cual funcionaban los COPF.

Actividades que mejoran el desarrollo de proyectos

Petróleos Mexicanos ejecuta sus proyectos, en particular los estratégicos y prioritarios, con un estricto apego a las disposiciones normativas aplicables, conforme a las mejores prácticas en la materia a nivel nacional e internacional y a los criterios de calidad, oportunidad y optimización de los recursos vigentes.

En el marco de la reforma energética destaca el desarrollo de los sistemas: Sistema Institucional de Desarrollo de Proyectos (SIDP), Sistema de Control de Volúmenes de Obra (SCVO) y Sistema de Bitácora Electrónica de Obra (SBEO).

El SIDP se define como un conjunto de criterios, procedimientos y prácticas del proceso de gestión de proyectos, cuyos principales objetivos son minimizar cambios de alcance en su fase de ejecución; dar certidumbre en los costos y tiempos planeados de ejecución y de entrada en operación, así como asegurar la operación esperada del mismo; y lograr la evolución del proceso de desarrollo de proyectos hacia los mejores niveles de la industria.

- En 2009, se autorizó la versión “0” del Manual del Sistema Institucional de Desarrollo de Proyectos, y el proceso para la mejora del sistema; se constituyeron los subgrupos de trabajo de inversión de Pemex-Refinación, Pemex-Gas y Petroquímica Básica y Pemex-Petroquímica, que son instancias de acreditación de los proyectos en el ámbito de los organismos subsidiarios; se designó a los aseguradores de la integridad del sistema, cuya responsabilidad es verificar que los proyectos que se presentan para autorización en sus diferentes etapas cumplan con lo establecido en el manual del SIDP; y se capacitaron 511 mandos medios y directivos.

El SCVO es una herramienta, disponible en la intranet de Petróleos Mexicanos, que permite administrar los contratos de obra pública a precios unitarios, a través del control sistematizado de los generadores de obra programada,


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adicional, extraordinaria, y cálculo de ajuste de costos, que dan origen a las estimaciones, con base en los ordenamientos y disposiciones normativas.

- En 2009, el SCVO se aplicó en los proyectos: aumento de la capacidad de almacenamiento y distribución Tuxpan-México, óxido de etileno en el Complejo Petroquímico Morelos, criogénicas del Complejo Procesador de Gas Poza Rica y en el Proyecto Integral Topolobampo. Además se incorporó a la herramienta el módulo de información ejecutiva.

El SBEO constituye la herramienta informática para la supervisión, vigilancia, control, y revisión del desarrollo de obras públicas implantadas desde 2007. Petróleos Mexicanos fue la primera entidad de la Administración Pública Federal autorizada por la Secretaría de la Función Pública para utilizar la Bitácora Electrónica en los contratos de obras y servicios relacionados con las mismas.

- En 2009, se incorporó el módulo de control de obra a precio alzado, que se utilizó en el proyecto de la unidad desmineralizadora de agua de la Refinería de Cadereyta.

Dentro del Programa Anual de Normalización de 2009 y de conformidad con el artículo 67 de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, Petróleos Mexicanos elaboró y puso en vigencia cinco normas de referencia (cuatro de instrumentos y una eléctrica) para adquirir, arrendar o contratar bienes y servicios. Asimismo, se aprobó la publicación para su consulta pública de 12 normas (seis de instrumentos, tres eléctricas, dos mecánicas y una de tuberías).

En 2007 se formalizó el Convenio de Colaboración entre Petróleos Mexicanos y la Cámara Mexicana de la Industria de la Construcción (CMIC). Bajo este marco, en mayo de 2009 se instaló formalmente la Comisión Mixta Nacional PEMEX-CMIC como instancia para la promoción y desarrollo de la infraestructura petrolera en el país. Su objetivo es facilitar la adecuada coordinación interinstitucional PEMEX-CMIC a fin de promover el desarrollo de proyectos de infraestructura y establecer una relación de colaboración entre ambas instancias.


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4. Reservas de hidrocarburos

Los reportes de evaluación y cuantificación de las reservas de hidrocarburos de México al 1 de enero de 2010, elaborados por Petróleos Mexicanos, que se presentan a continuación, están sujetos a la aprobación de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, así como al visto bueno de los reportes de certificación externa en los términos del artículo 10 del Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo. Conforme a este marco legal, la Secretaría de Energía realizará su publicación definitiva en cumplimiento al artículo 33, fracción XX de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal.

Al 1 de enero de 2010, las reservas totales de hidrocarburos (3P), es decir, las probadas más probables más posibles, ascienden a 43,074.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. De este volumen, 32.5% son reservas probadas, 33.1% probables y 34.4% posibles.

- La evaluación de reservas probadas se realizó de acuerdo con las definiciones emitidas por la SEC, y conforme a sus nuevas disposiciones, vigentes a partir del 1 de enero de 2010. De estas últimas destaca la

14,717.2 14,307.7 13,992.1

15,144.4

920.1

14,516.9

487.9

14,236.6

14,621.214,737.9 14,846.0

2008 2009 2010

Reservas totales de hidrocarburos (3P) al 1 de enero

(millones de barriles de petróleo crudo equivalente)

Fuente: Pemex-Exploración y Producción.

Posibles

Probables

Probadas

44,482.743,562.6 43,074.7


78

evaluación de reservas con precios promedio de aceite y gas del año inmediato anterior, calculados con base en los valores registrados al primer día de cada mes.

- En cuanto a las reservas probables y posibles, éstas fueron estimadas de acuerdo a las definiciones emitidas por la Society of Petroleum Engineers (SPE), por los comités del World Petroleum Council (WPC) y la American Association of Petroleum Geologists (AAPG), entre otros.

Reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2010

Totales 3P (MMbpce) R e g i ó n

Distribución porcentual de

reservas ( % )

Tipo de hidrocarburo

Distribución porcentual de

reservas ( % )

Total

Probadas

Probables

Posibles

43,074.7

13,992.1

14,236.6

14,846.0

Marina Noreste 28.1 Petróleo crudo 70.8 Marina Suroeste 14.0 Condensados 1.0 Norte 44.4 Líquidos de

planta 8.3

Sur 13.5 Gas seco equivalente a líquido

19.9

Tipo de crudo1 ( % ) Tipo de gas natural ( % )

Pesado 52.5 Asociado 71.9 Ligero 35.3 No asociado 28.1 Superligero 12.2

La suma de los parciales puede no coincidir con el total, debido al redondeo de las cifras.1. La clasificación de los aceites está basada en la densidad en grados API que poseen, siendo para el aceite pesado igual o menor a 27 grados, para el ligero mayor a 27 grados, pero igual o menor a 38 grados y para el superligero mayor a 38 grados. Fuente: Pemex-Exploración y Producción.

Los conceptos principales que originan las variaciones de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2010, con respecto al año anterior, son:

- Adiciones: variaciones originadas por descubrimientos a través de la perforación y terminación de pozos exploratorios y delimitadores. Las variaciones por delimitación, desarrollos y revisiones pueden resultar en aumentos o disminuciones, mientras que las variaciones por incorporación exploratoria siempre serán incrementos.

- Desarrollos: modificaciones a las reservas existentes por la perforación y terminación de pozos de desarrollo.

- Revisiones: rubro que agrupa a diferentes situaciones que pueden originar


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modificaciones a las reservas, tales como cambios en el pronóstico de producción y en los precios de los hidrocarburos, actualizaciones a los modelos geológico-petrofísicos y de simulación de flujo de los campos, implantación de nuevas estrategias de explotación y modificaciones a las prácticas operativas, principalmente.

Incorporación de reservas 3P por descubrimientos

Las actividades exploratorias realizadas durante 2009, tanto en la porción terrestre como costa fuera, permitieron incorporar reservas 3P por 1,773.9 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Esta cantidad fue superior, tanto a la programada a inicios del año, como a la obtenida por exploración desde la adopción de los lineamientos internacionales de la SPE/WPC/AAPG. Este resultado es consecuencia de las grandes inversiones realizadas en exploración, en porción terrestre y en el territorio marino de México.

- De las reservas descubiertas, 388.9 millones de barriles de petróleo crudo equivalente son probadas, 490.3 millones de barriles son probables y 894.8 millones de barriles corresponden a posibles.

182.8

363.8 388.9

492.6

428.9

548.6

291.8

490.3

377.8

569.7

894.8

2008 2009 2010

Incorporación de reservas 3P por descubrimientos

al 1 de enero



Posibles

Probables

Probadas

1,053.2

1,482.1

1,773.9


80

Las incorporaciones exploratorias más importantes se ubicaron:

- En la porción marina de las Cuencas del Sureste, se incorporaron 1,307.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de reservas 3P, 73.7% del total incorporado.

Destacan los descubrimientos realizados con los pozos Tsimin-1, Xux-1, Tekel-1 y Kayab-1ADL.

Los trabajos de exploración continuaron en la porción de aguas profundas del Golfo de México, lográndose descubrir gas húmedo no asociado mediante la perforación y terminación del pozo Leek-1, que durante la etapa de pruebas de producción se tuvieron mediciones superiores a 22.5 millones de pies cúbicos diarios de gas natural.

- En la porción terrestre de las Cuencas del Sureste se incorporaron reservas 3P por 403.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Destacan los descubrimientos realizados con los pozos Terra-1, Bricol-1, Bajlum-1 y Madrefil-1.

708.8

916.2950.2 966.1

1,053.2

1,482.1

1,773.9

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Reservas 3P descubiertas

al 1 de enero




81

- En la Región Norte sobresale el descubrimiento efectuado en la Cuenca de Sabinas mediante el pozo Cougar-1 productor de gas seco.

Tasa de restitución integrada de reservas probadas

La tasa de restitución integrada de reservas probadas, que incluye adiciones, revisiones y desarrollos20 alcanzó 77.1%, tasa que supera las expectativas de inicio de año y que resultó ser la más alta registrada por Pemex-Exploración y Producción desde la adopción de los lineamientos de la SEC. Este logro es el resultado de la estrategia de Petróleos Mexicanos para reducir la declinación de las reservas probadas. El objetivo es alcanzar la meta de una tasa de restitución de 100% en 2012.

Relación reserva-producción

La relación reserva-producción, cociente que resulta de dividir la reserva remanente al 1 de enero de 2010 entre la producción de 2009 en petróleo crudo equivalente, es de 10.2 años para las reservas probadas, de 20.5 años

20. La tasa de restitución de reservas probadas integrada, se determina mediante la relación de la variación neta de reservas probadas entre la producción del periodo, donde dicha variación es originada por adiciones (descubrimientos y delimitaciones), revisiones y desarrollos.

25.5

22.7

26.4

41.0

50.3

71.8

77.1

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Tasa de restitución integrada de reservas probadas (1P)

al 1 de enero

(por ciento)



82

para las 2P y de 31.3 años para las 3P. Estos datos fueron calculados con base en la producción de 2009, de 1,378.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Es importante mencionar que estos valores se estiman bajo la suposición de una producción constante durante el mismo periodo, sin tomar en cuenta reclasificaciones e incorporaciones por descubrimientos futuros, situaciones improbables de ocurrir en actividades de exploración y producción.

Evolución histórica de las reservas de hidrocarburos


Año Reservas al

inicio de año Descubri-mientos

Desarrollos y delimitaciones

Revisiones Producción Reservas al final de año

Totales 2009 43,562.6 1,773.9 -174.4 -709.1 -1,378.4 43,074.7 2008 44,482.7 1,482.1 206.6 -1,157.8 -1,451.1 43,562.6 2007 45,376.3 1,053.2 16.5 -360.1 -1,603.2 44,482.7 2006 46,417.5 966.1 123.1 -512.2 -1,618.2 45,376.3 2005 46,914.1 950.2 562.2 -404.7 -1,604.2 46,417.5

Probadas + probables 2009 28,824.6 879.2 24.6 -121.4 -1,378.4 28,228.7 2008 29,861.6 912.4 547.0 -1,045.3 -1,451.1 28,824.6 2007 30,771.6 675.4 413.6 -395.8 -1,603.2 29,861.6 2006 32,258.1 412.1 206.5 -486.8 -1,618.2 30,771.6 2005 33,485.9 276.6 498.7 -398.8 -1,604.2 32,258.1

Probadas 2009 14,307.7 388.9 1,007.5 -333.6 -1,378.4 13,992.1 2008 14,717.2 363.8 1,068.7 -390.9 -1,451.1 14,307.7 2007 15,514.2 182.8 517.4 106.0 -1,603.2 14,717.2 2006 16,469.6 182.9 999.2 -519.3 -1,618.2 15,514.2 2005 17,649.8 136.8 335.8 -48.6 -1,604.2 16,469.6

Las sumas pueden no coincidir por redondeo. Fuente: Pemex-Exploración y Producción.

Principales estadísticas

Con respecto a 2009, las reservas probadas presentan una reducción neta de 315.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, atribuible principalmente a la extracción de hidrocarburos durante el año de 1,378.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Los descubrimientos, delimitaciones, desarrollos y revisiones aportaron


83

1,062.7 millones de barriles, mismos que compensaron en forma parcial el efecto de la producción del periodo.

Para las reservas 2P, la reducción neta fue 596.0 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, mientras que para las reservas 3P fue 487.9 millones de barriles. En ambos casos, la producción del año 2009 fue la causa principal de estas reducciones. Si se elimina el efecto de la producción, entonces las reservas 2P y 3P presentan incrementos de 782.4 y 890.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, respectivamente.

Variación de las reservas de hidrocarburos (por ciento)

Variación neta

Tasa de restitución Relación

Sólo descubrimientos Adiciones, revisiones y desarrollos

Reserva/Producción (años)

Totales 2009 -1.1 128.7 64.6 31 2008 -2.1 102.1 36.6 30 2007 -2.0 65.7 44.3 28 2006 -2.2 59.7 35.7 28 2005 -1.1 59.2 69.0 29

Probadas + probables

2009 -2.1 63.8 56.8 20 2008 -3.5 62.9 28.5 20 2007 -3.0 42.1 43.2 19 2006 -4.6 25.5 8.1 19 2005 -3.7 17.2 23.5 20

Probadas

2009 -2.2 28.2 77.1 10 2008 -2.8 25.1 71.8 10 2007 -5.1 11.4 50.3 9 2006 -5.8 11.3 41.0 10 2005 -6.7 8.5 26.4 10


Región Marina Noreste

Los volúmenes de reservas probadas, al 1 de enero de 2010, se ubican en 6,711.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (48% del total de este tipo). Con respecto al mismo día de 2009, presentan una reducción de 0.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, lo que significa que la


84

región alcanzó una tasa de restitución de 99.9%, debido sobre todo a los volúmenes de reservas probables y posibles reclasificados a reservas probadas, en los campos Maloob, Zaap y Ayatsil. La producción de petróleo crudo equivalente alcanzó 586.2 millones de barriles, cantidad que representó 42.5% de la producción nacional.

Con respecto a las reservas 3P, su magnitud asciende a 12,097.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (28.1% del total 3P). Durante 2009, observaron una variación negativa de 688.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, originada principalmente por los efectos de la producción.

Los descubrimientos adicionaron reservas 3P por 362.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, a través de la perforación y terminación de los pozos Tekel-1, Kayab-1DL, Chapabil-1 y Bacab-301.

Región Marina Suroeste

Al 1 de enero de 2010, las reservas probadas de esta región ascienden a 1,891.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (13.5% del total de este tipo), es decir, una disminución neta de 2.1 millones de barriles de petróleo crudo equivalente con respecto a las reservas de este tipo reportadas el mismo día del año anterior.

Los descubrimientos, delimitaciones, desarrollos y revisiones restituyeron el 99.2% la producción anual de 269.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Las reservas 3P suman 6,010.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (14% del total) con un aumento, respecto a 2009, de 821.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, en particular, por el descubrimiento de nuevos yacimientos en los campos Tsimin, Xux, Ichalkil y Leek. La adición 3P por descubrimientos alcanzó 945.0 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, cifra que significó la incorporación de reservas más alta a nivel regional.

Región Norte

Las reservas probadas al 1 de enero de 2010, ascienden a 1,352.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (9.7% del total de este tipo). Esta cantidad representa una reducción con respecto al año anterior de 300.1 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, que se explica en mayor medida por la


85

producción en 2009 de 213.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Los descubrimientos, desarrollos y revisiones de reservas probadas originaron una disminución de 86.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

La Región Norte cuenta con 19,142.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (44.4% del total) de reservas 3P. Esta región observó una reducción de 582.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente con respecto al 1 enero de 2009, equivalente a 3%, ocasionada principalmente por la producción y las revisiones en los campos Poza Rica, Arenque, San Andrés, Tajín, Agua Fría, Horcones, Coapechaca y Corralillo.

La incorporación exploratoria a nivel 3P alcanzó 63.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, siendo los descubrimientos más importantes los realizados con los pozos Cougar-1, Parritas-1001, Cali-201, Cucaña-1 y Trapiche-1, todos pertenecientes al Activo Integral Burgos.

Región Sur

Al 1 de enero de 2010, las reservas probadas 1P alcanzan 4,036.1 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (28.8% del total de este tipo), esto es, 13.0 millones de barriles menos con respecto al mismo día del año previo. Lo anterior significó que la Región Sur alcanzó una tasa de restitución integrada de reservas probadas de 95.8%, originada por la incorporación exploratoria de 79.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente y el éxito en el desarrollo de campos, en particular Costero, Sunuapa, Teotleco, Sen y Tizón.

Las actividades exploratorias ejecutadas durante 2009, permitieron adicionar reservas 3P por 403.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, siendo los pozos Bricol-1, Madrefil-1, Bajlum-1 y Terra-1 los principales contribuyentes. Esta adición logró mitigar las reducciones de reservas por revisión, en particular en los campos Jujo-Tecominoacán, Paché, Muspac, Bellota y Cunduacán, y satisfacer el volumen de hidrocarburos producido.

Lo anterior permitió que las reservas totales o 3P presentaran una ligera reducción de 38.2 millones de barriles con respecto al año anterior, para alcanzar 5,824.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (13.5% del total 3P) al 1 de enero de 2010.


86

Reservas totales de hidrocarburos al 1 de enero

2009 Descubri-mientos

Desarrollos y delimitaciones Revisiones Producción 2010

Petróleo crudo equivalente (MMbpce)

43,563 1,774 -174 -709 -1,378 43,075

Región Marina Noreste 12,786 362 80 -544 -586 12,097 Región Marina Suroeste 5,189 945 105 41 -270 6,011 Región Norte 19,725 63 -334 -98 -213 19,142 Región Sur 5,862 403 -25 -108 -309 5,824

Aceite crudo (MMb) 30,930 1,008 -183 -308 -950 30,497 Región Marina Noreste 11,657 354 7 -350 -545 11,124 Región Marina Suroeste 3,217 376 96 51 -189 3,551 Región Norte 12,403 0 -254 -32 -34 12,083 Región Sur 3,653 278 -32 23 -182 3,739

Condensado (MMb) 562 16 -13 -131 -16 417 Región Marina Noreste 369 1 -16 -100 -6 248 Región Marina Suroeste 84 11 -3 -17 -4 71 Región Norte 19 2 6 -1 -3 23 Región Sur 89 3 0 -13 -3 75

Líquidos de planta (MMb)

3,491 250 12 -93 -96 3,563

Región Marina Noreste 257 2 29 -33 -12 243 Región Marina Suroeste 510 194 2 -6 -27 673 Región Norte 1,918 5 -22 -6 -12 1,883 Región Sur 807 49 2 -49 -45 764

Gas seco (MMMpc) 44,623 2,601 53 -920 -1,644 44,712 Región Marina Noreste 2,620 24 304 -318 -120 2,509 Región Marina Suroeste 7,166 1,894 52 66 -258 8,920 Región Norte 28,005 296 -334 -312 -855 26,800 Región Sur 6,832 386 31 -355 -411 6,483 Las sumas pueden no coincidir por redondeo. Fuente: Pemex-Exploración y Producción.


87

5. Resultados operativos

En 2009, Petróleos Mexicanos presentó resultados favorables en diversos aspectos, entre los que destacan el aumento en la perforación de pozos, en adquisición de información sísmica y de la producción de crudo en la mayoría de los activos, con excepción de Cantarell, donde se moderó la disminución; la mejora en el aprovechamiento de gas natural; un mayor proceso y producción en los complejos procesadores de gas y refinerías; inicio de la producción de gasolina Pemex Magna UBA y Pemex Diesel UBA en tres refinerías; y el reinicio de la producción de acrilonitrilo en el Complejo Petroquímico Morelos.

5.1 Exploración

En 2009 se adquirieron 18,032 kilómetros de información sísmica 2D y 18,288 kilómetros cuadrados de sísmica 3D (16,951 de sísmica de exploración y 1,337 de desarrollo), con aumentos de 140.1% y 50.4% más que en 2008, respectivamente; se terminaron 75 pozos exploratorios, 42 en la Región Norte (29 en Burgos) y 33 en las Cuencas del Sureste (marinas y terrestres). Del total 29 fueron productores, lo que representó un éxito de 38.7% en exploración 2.8 puntos porcentuales menos que el año previo.

65

41

11

4

9

75

42

19

4

10

Total Norte Sur Marina Noreste Marina Suroeste


Pozos de exploración terminados por región

Éxito (%)

2008

41.5

2009

38.7

2008 2009 2008 2009 2008 2009 2008 2009 2008 2009


88

- De los pozos terminados, nueve correspondieron al programa de evaluación del potencial, 64 a incorporación de reservas y dos a delimitación de yacimientos. Los resultados de la actividad exploratoria fueron:

De 29 pozos productores, 13 fueron de aceite, seis de gas seco, nueve de gas y condensado, y uno de gas húmedo. En la Región Norte se localizaron 15 pozos, en la Región Sur ocho, en la Región Marina Noreste tres, y en la Región Marina Suroeste tres.

Resultaron diez productores no comerciales: tres de aceite, cinco de gas, y dos de gas y condensado.

Además, 36 fueron improductivos, tres por columna geológica imprevista, tres secos, uno por baja permeabilidad y 29 invadidos de agua salada.

Evaluación del potencial petrolero

Durante 2009, las actividades de evaluación del potencial petrolero se realizaron en la Cuenca del Golfo de México Profundo en los proyectos Golfo de México B y Golfo de México Sur, en tanto que en las Cuencas del Sureste las actividades se efectuaron en los proyectos Coatzacoalcos, Malpaso y Reforma.

6

54

5

3

10

-3

9

64

2

2008 2009 2008 2009 2008 2009

Evaluación del

potencial petrolero

Delimitación de yacimientos

Pozos exploratorios terminados por proceso

Incorporación de reservas



89

Las actividades incluyeron la adquisición de 15,679 kilómetros de información sísmica 2D, casi tres veces lo realizado en 2008, en el Golfo de México Profundo y 10,910 kilómetros cuadrados de 3D, superior en 118% al año anterior en el Golfo de México Profundo y el Sureste.

En 2009 se terminaron nueve pozos para la evaluación del potencial petrolero, 50% más que el año anterior: Limón 1 y Tiakín 1 del proyecto Malpaso, Cox 1 del proyecto Coatzacoalcos, y Coti 1 del proyecto Reforma Terciario, pertenecientes a las Cuencas del Sureste; Etbakel 1, Holok-1, Kabilil-1 y Leek 1 del proyecto Golfo de México B y Catamat 1 del proyecto Golfo de México Sur, de las Cuencas del Golfo de México Profundo. De estos pozos Leek 1 resultó productor.

Incorporación de reservas

Los proyectos donde se realizaron actividades de incorporación de reservas fueron Burgos, Veracruz, Comalcalco, Julivá, Reforma, Simojovel, Campeche Oriente, Campeche Poniente y Litoral de Tabasco Marino.

Se adquirieron 2,353 kilómetros de información sísmica 2D, 16.5% superior al mismo periodo del año anterior. Este resultado se debe a la optimización de la logística, mayor capacidad de ejecución y condiciones climatológicas favorables en los estudios Moca-Conejo y Jardinero-Zuloaga, del proyecto Burgos.

La adquisición de sismología 3D fue 7,378 kilómetros cuadrados, 153.1% superior respecto a 2008. Destacan el proyecto Tampico-Misantla (1,336 kilómetros cuadrados), Activo Integral Veracruz (1,322 kilómetros cuadrados) el estudio Marea-Cartujanos de los Contratos de Obra Pública Financiada (784 kilómetros cuadrados) y el proyecto Litoral de Tabasco Marino, en donde se adquirieron 765 kilómetros cuadrados.

Se terminaron 64 pozos exploratorios, 18.5% más que el año anterior, de los cuales 29 son de Burgos, 12 del Activo Integral Veracruz y 23 de las Cuencas del Sureste.

Delimitación de yacimientos

Derivado de las actividades de delimitación de yacimientos se terminaron dos pozos en las Cuencas del Sureste. Los pozos terminados fueron Ichalkil 1DL y Kayab 1A DL, que resultaron productores de aceite.


90

5.2 Producción de petróleo crudo y gas natural

Del mismo modo que en exploración, los resultados en el ámbito de producción se presentan conforme a la cadena de valor de Pemex-Exploración y Producción: desarrollo de campos y explotación de yacimientos.

Desarrollo de campos

En 2009 se terminaron 1,075 pozos de desarrollo, 61.9% más (411 pozos) que el año anterior. Por regiones destaca la actividad en la Región Norte con 917 pozos, 89.1% más que en 2008, debido al impulso a la perforación en sus cuatro activos: 426 pozos terminados en el Activo Aceite Terciario del Golfo, 386 en Burgos, 67 en Poza Rica-Altamira y 38 en Veracruz. Los pozos productores fueron 1,014, con 94.3% de éxito, 1.9 puntos porcentuales superior al año anterior.

Explotación de yacimientos

En 2009 se realizaron 3,219 intervenciones a pozos para mantener su producción, 14.3% más que el año anterior. Esto fue resultado de una mayor actividad en todas las regiones que permitió obtener una producción incremental de 184.5 miles de barriles diarios de crudo y 487 millones de pies cúbicos de gas. Del total de intervenciones, 955 fueron mayores, 1,911 menores y 353 estimulaciones.

664

485

118

4120

1,075

917

118

2812

Total Norte Sur Marina Noreste Marina Suroeste


Pozos de desarrollo terminados por región

2008 2009 2008 2009 2008 2009 2008 2009 2008 2009

Éxito (%)

2008

92.4

2009

94.3


91

Producción y distribución de petróleo crudo

En 2009, la producción de petróleo crudo promedió 2,601.5 miles de barriles diarios, 6.8% (190.1 miles de barriles diarios) inferior al año previo, este comportamiento fue provocado principalmente por la caída en la producción del Activo Integral Cantarell, que no fue compensada por el incremento en otros activos, en particular, del Activo Integral Ku-Maloob-Zaap.

- La aportación de crudo del Activo Integral Cantarell fue 684.8 miles de barriles diarios, cantidad 34.1% (354.7 miles de barriles diarios) menor a la de 2008.

- Los activos integrales Abkatún-Pol-Chuc y Bellota-Chinchorro observaron una ligera reducción en su producción de 0.9% (2.7 miles de barriles diarios) 1.5% (2.6 miles de barriles diarios), respectivamente.

- El Activo Integral Ku-Maloob-Zaap aportó 808 miles de barriles diarios, 14.4% (101.9 miles de barriles diarios) más que el año previo.

La producción de crudo provino de un total de 3,723 pozos en operación productores de petróleo y gas asociado, 469 ubicados en territorio marino y 3,254 terrestre.

0

500

1,000

1,500

2,000

E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N D

Producción de crudo Región Marina Noreste

(miles de barriles diarios)

Cantarell

Ku-Maloob-Zaap


2007 2008 2009


92

Por tipo, la producción de crudo pesado promedió 1,520 miles de barriles diarios, 13.9% menor con relación a 2008, que se explica por la caída de la extracción de este hidrocarburo en el Activo Integral Cantarell. La producción de crudo superligero aumentó 28.2% respecto al año previo, derivado de la terminación de pozos en el proyecto Delta del Grijalva, que incrementó su producción 38.4%, y la extracción de crudo ligero disminuyó 0.5% respecto al año previo.

Producción y distribución de gas natural

En 2009, la producción de gas natural hidrocarburo creció 3.9% respecto al año previo al alcanzar 6,534.5 millones de pies cúbicos diarios, principalmente por la terminación de pozos y el aumento en la producción de otros en los activos integrales Samaria Luna y Macuspana de la Región Sur (106.2 y 64.7 millones de pies cúbicos diarios, respectivamente), Litoral de Tabasco de la Región Marina Suroeste (77.5 millones de pies cúbicos diarios), y Ku-Maloob-Zaap de la Región Marina Noreste (54.4 millones de pies cúbicos diarios).

- La producción total de gas natural ascendió a 7,030.7 millones de pies cúbicos diarios, cantidad que incluye 496.2 millones de pies cúbicos diarios de nitrógeno misma que proviene junto con este hidrocarburo, debido al

2,039.4

1,765.6

1,520.0

837.7

815.5

811.8

198.6

210.4

269.7

2007 2008 2009

Producción de crudo por tipo


Superligero

Ligero

Pesado


3,075.7

2,791.6

2,601.5


93

proceso de recuperación secundaria utilizado para mantener la presión del campo Cantarell.

La producción de gas asociado, sin nitrógeno, fue 3,984.1 millones de pies cúbicos diarios, 8% más que en 2008, en tanto que la de gas no asociado fue 2,550.3 millones de pies cúbicos diarios, 1.9% menos que el año previo. Esta última variación debido, sobre todo, a la caída en la producción del Activo Integral Veracruz de 15.6% (148.6 millones de pies cúbicos diarios).

Las regiones Norte y Sur fueron las principales abastecedoras de gas natural con una producción conjunta de 4,136.7 millones de pies cúbicos diarios, cantidad que representó 63.3% de la producción nacional de este hidrocarburo (sin considerar el nitrógeno). Le siguió en importancia la Región Marina Noreste con una producción de 1,286.3 millones de pies cúbicos diarios y la Marina Suroeste con 1,111.5 millones. Todas las regiones, con excepción de la Norte, observaron un crecimiento en su producción resultado de las inversiones en exploración y desarrollo de campos.

2,556.0 2,543.92,537.1

1,352.81,450.6

1,599.6

992.51,022.9

1,111.5

1,013.7

1,271.71,286.3

143.5

629.6496.2

Gas natural Nitrógeno Gas natural Nitrógeno Gas natural Nitrógeno


7, 030.7

6,058.5

6,918.6

Producción de gas natural por región


Norte

Sur

Marina Noreste

Marina Suroeste

5,915.0

6,289.0

6,534.5

2007 2008 2009

1 1 1

1. Gas hidrocarburo, incluye bióxido de carbono.


94

- En el caso del Activo Integral Burgos, de la Región Norte, aumentó su producción 9.6%, al ubicarse en 1,515.2 millones de pies cúbicos diarios. Cabe destacar que a partir del inicio de la explotación de los bloques bajo la modalidad de los Contratos de Obra Pública Financiada (COPF), en marzo de 2004, este activo presenta a partir de esa fecha un crecimiento promedio anual de 6.7%. Sin embargo, en 2009, la Región Norte muestra una disminución de 0.3% en su producción, debido a la caída en la extracción de gas natural en el Activo Integral Veracruz, en particular, por

fallas en los equipos de compresión y libranzas.

El aprovechamiento de gas natural en 2009 fue 90.1%, lo que representó 2.4 puntos porcentuales más que el año previo, este avance se debió a las acciones implantadas para reducir el envío de gas natural a la atmósfera. El volumen de gas natural enviado a la atmósfera fue 699.1 millones de pies cúbicos diarios (incluye 12.2 millones de pies cúbicos diarios de bióxido de carbono). Por otra parte, se envió a la atmósfera 332.5 millones de pies cúbicos diarios de nitrógeno. Las acciones para reducir el envío de gas natural a la atmósfera que se llevan a cabo son:

56.6 102.2 137.7 189.5256.0

407.8

1,037.9

1,115.1

1,192.61,222.3 1,126.7

1,107.4

1,094.5

1,217.3

1,330.3

1,411.81,382.7

1,515.2

2004 2005 2006 2007 2008 2009

Resto de Burgos COPF


Producción de gas natural no asociado, Activo Integral Burgos



95

- Aumentar la confiabilidad y disponibilidad de los equipos de compresión (implantación del sistema de confiabilidad operacional).

- Mejorar la eficiencia del proceso de endulzamiento de gas amargo.

- Incrementar la capacidad de inyección de gas amargo al campo Cantarell de 350 millones de pies cúbicos diarios a 1,230 millones.

- Incrementar la capacidad de manejo de gas de alta presión de 2,480 millones de pies cúbicos diarios a 2,620 millones.

- Aumentar la capacidad de compresión del equipo booster. Instalación de dos turbocompresores y la rehabilitación de otro.

5.3 Convenios de colaboración

Como parte de la estrategia del Gobierno Federal para fomentar mecanismos de cooperación en la ejecución de proyectos de infraestructura energética de alta tecnología, así como promover proyectos de investigación y desarrollo tecnológico que aporten las mejores soluciones a los retos que enfrenta el sector energético, Petróleos Mexicanos conforme al marco jurídico vigente,

851.0

152.1

698.9

482.0

149.5

332.5

2008 2009

Gas enviado a la atmósfera


Hidrocarburo y

bióxido de carbono

Nitrógeno

87.72.4

90.1

2008 2009

Aprovechamiento de gas1

(por ciento)

301.6

1 ,031.4

1 ,333.0

1. Considera únicamente gas hidrocarburo y bióxido de carbono enviado a la atmósfera; hasta 2008 se

incluía el nitrógeno en el cálculo, con un aprovechamiento de 80.7% para dicho año.

Fuente: Base de Datos Institucional. Pemex-Exploración y Producción.


96

celebra convenios de colaboración no comerciales con entidades internacionales, a fin de intercambiar conocimientos tecnológicos en temas clave para el desarrollo de proyectos en aguas profundas, producción de crudos pesados e incremento en el factor de recuperación en campos terrestres y marinos mediante la aplicación de tecnologías de recuperación mejorada.

Al respecto, en 2009, Petróleos Mexicanos suscribió siete convenios internacionales de colaboración no comercial y dos memoranda con ocho compañías petroleras internacionales. Tres de los convenios son generales y se orientan a la colaboración académica, científica, y tecnológica; los cuatro convenios restantes se refieren a temas específicos. Estos acuerdos permiten aumentar la experiencia y conocimientos en metodologías a nivel internacional para optimizar resultados, así como mejorar las prácticas en materia de exploración y producción de hidrocarburos.

Convenios de colaboración, 2009

Empresa Tipo de convenio/tema

International Petroleum Service Convenio general de colaboración académica, científica y tecnológica.

Tecpetrol International Convenio general de colaboración académica, científica y tecnológica.

Statoilhydro Convenio específico de uso de levantamientos marinos electromagnéticos de fuente controlada para reducir el riesgo exploratorio.

Repsol Exploración México Convenio específico para el “estudio de plays Carbonatados no convencionales en aguas profundas de la región marina de Campeche en el sur del Golfo de México”.

Tecpetrol Internacional Convenio específico “Estudio de factibilidad y opciones de desarrollo de áreas en el Proyecto Chicontepec”.

Research Institute of Petroleum Exploration & Development

Memorando de cooperación “Training, research of scientific and technological development in oil/gas exploration, development and production”.

Aramco Memorando de entendimiento de colaboración académica, científica y tecnológica.

Petrobras Convenio general de colaboración académica, científica y tecnológica.

Chevron Convenio específico de capacitación en aguas profundas relativo a la evaluación de un área subsalina del norte del Golfo de México.



97

5.4 Proceso del gas natural y líquidos del gas

En 2009, el proceso de gas húmedo alcanzó 4,435.6 millones de pies cúbicos diarios 4.6% superior respecto al año previo. Este comportamiento permitió una mayor elaboración de gas seco y líquidos del gas con relación a 2008. Del total procesado 76.2% fue gas húmedo amargo, un punto porcentual más que el año anterior, mientras que de gas húmedo dulce fue 23.8% del total.

El proceso de condensados disminuyó 5.4% al promediar 51.3 miles de barriles diarios, por problemas en la recuperación de líquidos en las regiones marinas y de libranzas en los gasolinoductos Atasta-Ciudad Pemex y Ciudad Pemex-Nuevo Pemex.

Como resultado de la operación de los complejos procesadores de gas se obtuvieron 3,572.1 millones de pies cúbicos diarios de gas seco, 3.2% más que en 2008; si a este volumen se añade el gas que procede directamente de Pemex-Exploración y Producción y las corrientes de etano que se envían a ductos de gas seco, la oferta total de gas seco de origen nacional alcanzó 4,971.1 millones de pies cúbicos diarios.

3,546.4 3,461.3 3,572.1

1,333.6 1,382.31,325.3

87.0 76.4 73.7

2007 2008 2009


De plantas

Directo de campos

Etano a ductos

4,967.04,919.9

4,971.1

Oferta nacional de gas seco



98

- El consumo nacional aparente de gas seco durante 2009 alcanzó 5,326.5 millones de pies cúbicos diarios, e incluye la producción de Petróleos Mexicanos, y 355.4 millones de pies cúbicos diarios de importación neta de gas natural.

Del consumo nacional aparente de gas seco, Petróleos Mexicanos empleó 40.9% como combustible, materia prima para procesos industriales y en bombeo neumático; 58.6% del total se destinó al mercado interno (ventas a terceros) y 0.5% fue empaque y diferencias estadísticas.

La elaboración de gas licuado disminuyó 1% al ubicarse en 180.6 miles de barriles diarios (no considera la producción proveniente del SNR). Para el resto de los productos se registró un aumento en la producción, que alcanzó 120.7 miles de barriles diarios en el caso del etano, 3.1% más que en 2008; 75.7 miles de barriles diarios de gasolinas naturales (1.9% más), 711.5 miles de toneladas de azufre (7.8% más).

El etano y las gasolinas naturales (naftas) son petroquímicos básicos21, mientras que el azufre se incluye en petroquímicos desregulados, por esta razón su producción se consolida en los apartados correspondientes a petroquímicos.

Utilización de la capacidad en las plantas de proceso

El nivel de utilización de las plantas de proceso está en relación directa con la disponibilidad de oferta de gas húmedo y de condensados. La cadena de valor del proceso de producción de gas y líquidos del gas inicia con el endulzamiento de gas húmedo y de condensados, de tal manera que la utilización de los procesos subsecuentes: recuperación de líquidos, fraccionamiento y proceso de gas ácido, depende de la oferta de materia prima.

Durante 2009, los índices de utilización de la capacidad instalada tuvieron el comportamiento siguiente:

- Ante el incremento de la disponibilidad de gas húmedo amargo, la

21. Conforme al Art. 3° de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo los petroquímicos básicos están constituidos por: 1) etano, 2) propano, 3) butanos, 4) pentanos, 5) hexano, 6) heptano, 7) materia prima para negro de humo, 8) naftas (gasolinas naturales) y, 9) metano (este último cuando provenga de carburos de hidrógeno, obtenidos de yacimientos ubicados en el territorio nacional y se utilice como materia prima en los procesos industriales petroquímicos). Diario Oficial de la Federación 28 de noviembre de 2008.


99

utilización de las plantas de endulzamiento de gas fue 75.1%, porcentaje 4.3 puntos porcentuales mayor respecto al año anterior.

- El índice de utilización de plantas de endulzamiento de condensados se ubicó en 28.2%, cinco puntos porcentuales menor a 2008. Esto, acorde con la disminución en la oferta de condensados.

- La utilización de la capacidad instalada del proceso de recuperación de líquidos en plantas criogénicas, se ubicó en 76%, igual al alcanzado en 2008. En cuanto a la utilización del proceso de fraccionamiento de líquidos el uso de la capacidad de las plantas fue 58.1% semejante al de 2008.

5.5 Producción de petrolíferos y gas licuado

Petróleos Mexicanos tiene la responsabilidad de desarrollar las actividades que corresponden al Estado en materia de refinación del petróleo, así como el transporte, almacenamiento y distribución de los productos que se obtengan del SNR y de los complejos procesadores de gas y petroquímicos.

- Busca satisfacer la demanda nacional de petrolíferos y gas licuado en forma rentable y con calidad, en un entorno de protección ambiental y seguridad industrial.

Proceso de crudo y utilización de la capacidad instalada

En 2009, el volumen total de crudo procesado en el SNR fue 1,294.9 miles de barriles diarios, 2.7% superior al año previo y a la aplicación del modelo de confiabilidad de operación que permitió que los paros no programados disminuyeran 7.8%. Por refinería este comportamiento fue resultado de un aumento de 5.8% (36.7 miles de barriles diarios) en las refinerías de Cadereyta, Minatitlán y Tula, en tanto que en Salina Cruz, Madero y Salamanca el proceso fue 0.5% (2.9 miles de barriles diarios) menor; en Salina Cruz debido al retraso en la reparación de una planta primaria, en Salamanca por altas existencias de productos residuales, y en Madero por la salida de operación de una planta primaria.

- El proceso de crudo pesado promedió 481.1 miles de barriles diarios con una disminución de 4.2% (21 mil barriles diarios) respecto a 2008. La tendencia decreciente en el consumo de combustóleo motivó la reducción de la carga de crudo pesado a plantas.


100

- El proceso de crudo ligero aumentó 10.9% al alcanzar 768 miles de barriles diarios. Este comportamiento se dio en todas las refinerías; las variaciones más significativas ocurrieron en Cadereyta (23.3%), Salamanca (11.5%) y Tula (11.2%), lo cual se reflejó en un mayor proceso de crudo total en Cadereyta y Tula, si se compara con el año anterior.

- En crudo superligero el proceso disminuyó cinco mil barriles diarios y el de crudo reconstituido 15.5 miles de barriles diarios, esto último por la salida a mantenimiento del tren de aromáticos de La Cangrejera en el último trimestre del año.

Proceso de petróleo crudo por refinería


Refinería 2007 2008 2009 Variación (%)

09/08 Total 1,269.8 1,261.0 1,294.9 2.7

Cadereyta 210.2 208.3 217.2 4.3 Madero 141.4 152.1 151.8 -0.2 Minatitlán 170.1 161.6 167.1 3.4 Salamanca 187.6 192.5 192.1 -0.2 Salina Cruz 271.5 279.4 277.2 -0.8 Tula 288.9 267.2 289.5 8.3

Nota: La suma de los parciales puede no coincidir con el total debido al redondeo de las cifras. Fuente: Base de Datos Institucional.

La utilización de la capacidad de destilación primaria fue 84.1%, superior en 2.2 puntos porcentuales al año previo, debido al mayor proceso de crudo. Las mejoras operativas realizadas permitieron que el índice de intensidad de energía (consumo de energía entre volumen de crudo procesado) disminuyera 0.8% con relación a 2008.

Producción de petrolíferos y gas licuado

En 2009, la producción consolidada de petrolíferos y gas licuado de la industria petrolera paraestatal promedió 1,523.9 miles de barriles diarios, 2.3% mayor al año anterior. Del total 1,342.7 miles de barriles diarios provinieron del SNR, de los complejos procesadores de gas se obtuvieron 180.6 miles de barriles diarios de gas licuado; y de los complejos petroquímicos 0.6 miles de barriles diarios de gasnafta.

- Los productos obtenidos en el SNR presentaron un crecimiento de 2.7% debido al mayor proceso de petróleo crudo. El objetivo fue obtener productos de alto valor agregado a partir de la conversión de residuales.


101

Producción de petrolíferos y gas licuado


Producto 2007 2008 2009 Variación (%)

09/08

Total 1,511.3 1,490.1 1,523.9 2.3 SNR 1,312.4 1,306.9 1,342.7 2.7 Gas licuado1 26.6 25.9 27.1 4.6 Gasolinas 456.4 450.7 471.5 4.6

Pemex Magna 425.7 418.7 364.0 -13.1 Pemex Magna UBA - - 81.8 - Pemex Premium 26.1 25.4 22.7 -10.6 Otras 4.6 6.6 3.1 -53.0

Diesel 334.0 343.5 337.0 -1.9 Pemex Diesel 326.2 336.1 291.4 -13.3 Pemex Diesel UBA - - 44.5 - Otros 7.8 7.4 1.0 -86.5

Turbosina 66.3 64.0 57.1 -10.8 Combustóleo 301.5 288.7 316.2 9.5 Otros petrolíferos 127.6 134.1 133.8 -0.2

Complejos procesadores de gas 199.0 182.5 180.6 -1.0 Gas licuado 198.9 182.4 180.6 -1.0 Combustóleo 0.1 0.1 - -100.0

Complejos petroquímicos 0.0 0.8 0.6 -25.0 Gasnafta 0.0 0.8 0.6 -25.0

Nota: La suma de los parciales puede no coincidir con el total debido al redondeo de las cifras. 1. Excluye la mezcla de butanos de Pemex-Refinación, ya que en la consolidación de la producción total de gas licuado se duplicaría. Fuente: Base de Datos Institucional.

En 2009 destaca la mejora tecnológica en reactores y catalizadores en tres refinerías del SNR que permitió el inicio de la producción de gasolina Pemex Magna UBA y Pemex Diesel UBA en Cadereyta, Tula y Salamanca.

Los resultados por producto en el SNR se presentan a continuación:

- La producción de gas licuado fue 27.1 miles de barriles diarios, 4.6% superior al año previo. No incluye 10.1 miles de barriles diarios de gas licuado de mezcla de butanos, que se duplicaría con la producción de los complejos procesadores de gas.


102

- La elaboración de gasolinas promedió 471.5 miles de barriles diarios, 4.6% mayor a la del año previo, de esta cantidad, 468.5 miles de barriles diarios correspondieron a gasolinas automotrices. La producción inicial de gasolina Pemex Magna UBA, promedió 81.8 miles de barriles, de esta forma la producción total de gasolina Pemex Magna y Pemex Magna UBA fue 445.8 miles de barriles diarios, 6.5% superior a 2008. La producción de gasolina Pemex Premium fue 22.7 miles de barriles diarios, 10.6% menos.

- La producción de diesel se ubicó en 337 miles de barriles diarios, 1.9% inferior a la de 2008. La producción inicial de Pemex Diesel UBA alcanzó 44.5 miles de barriles diarios, que se logró debido al cambio de los sistemas catalíticos de las plantas hidrodesulfuradoras de las refinerías de Cadereyta, Salamanca y Tula. Por su parte, la producción de turbosina fue 57.1 miles de barriles diarios, 10.8% menor a 2008.

- La elaboración de combustóleo fue 316.2 miles de barriles diarios, 9.5% más que el año anterior, debido a los problemas en la comercialización de materia prima para negro de humo y asfalto, y por los problemas de calidad del crudo.

- De otros petrolíferos se obtuvieron 133.8 miles de barriles diarios, 0.2% menos que el año anterior. Destaca la producción de 54.9 miles de barriles de petróleo crudo equivalente diarios de gas seco de refinerías, de 37.5 miles de barriles diarios de coque y de 31.9 miles de barriles diarios de asfaltos.

425.7 418.7

364.0

26.125.4

22.7

81.8

2007 2008 2009

Elaboración de gasolinas automotrices


Pemex Magna UBA

Pemex Premium

Pemex Magna


451.8444.1

468.5


103

Rendimiento de productos

El rendimiento total de petrolíferos en 2009 fue 102.4%, ligeramente inferior (0.1 punto porcentual) al obtenido el año anterior.

- Los productos que mostraron mayores rendimientos fueron las gasolinas (0.5 puntos porcentuales) y el combustóleo (1.5 puntos porcentuales). En gasolinas por mayor proceso de crudo ligero y en combustóleo por la reconversión del proceso H-Oil en la refinería de Tula.

- En el caso del diesel y de los querosenos se tuvo un menor rendimiento de 1.2 y 0.7 puntos porcentuales, respectivamente, originado, en particular por favorecer la producción de gasolinas.

- En la producción de asfalto el rendimiento disminuyó 0.2 puntos porcentuales si se compara con el obtenido en 2008, derivado de la problemática en su comercialización.

5.6 Producción de petroquímicos

En 2009, la producción de petroquímicos totalizó 14,887.1 miles de toneladas, 0.2% superior al año anterior. Del total de la producción, 50.8% provino de los complejos petroquímicos, 41.3% de complejos procesadores de gas y 7.9% de refinerías.

6,410.85,941.5 6,187.8

8,619.48,915.3 8,699.2

2007 2008 2009

Producción de petroquímicos

(miles de toneladas)

Desregulados

Básicos


15,030.2 14,856.8 14,887.1


104

De petroquímicos básicos se elaboraron 6,187.8 miles de toneladas, 4.1% más que el año previo derivado de la disponibilidad de gas húmedo amargo en los complejos procesadores de gas, que se reflejó en la producción de etano y gasolinas naturales, y por el aumento en la producción de pentanos en el Complejo Petroquímico La Cangrejera. De acuerdo con su participación de la producción total, a las gasolinas naturales les correspondió 47.4%, al etano 40.5%, a la materia prima para negro de humo 5.3% y a los demás productos 6.8%.

Producción de petroquímicos básicos 1



09/08 Petroquímicos Básicos 6,410.8 5,941.5 6,187.8 4.1

Gasolinas naturales (naftas) 3,273.3 2,883.8 2,930.7 1.6 Etano 2,480.0 2,439.4 2,508.4 2.8 Butanos 94.8 105.5 79.3 -24.8 Pentanos 111.6 88.8 278.6 213.7 Hexano 56.5 54.3 45.9 -15.5 Heptano 12.6 23.1 19.6 -15.2 Materia prima-negro de humo 382.1 346.5 325.3 -6.1

Nota: La suma de los parciales puede no coincidir con el total debido al redondeo de las cifras. 1. Incluye la producción de Pemex-Petroquímica, Pemex-Gas y Petroquímica Básica y de Pemex-Refinación. Fuente: Base de Datos Institucional.

La elaboración de petroquímicos desregulados totalizó 8,699.2 miles de toneladas, 2.4% menos respecto a 2008. Del total de petroquímicos desregulados 853.1 miles de toneladas provinieron del SNR (azufre, propileno, anhídrido carbónico e isopropanol), 711.5 miles de toneladas de los complejos procesadores de gas (azufre), y 7,134.6 miles de toneladas de complejos petroquímicos. En 2009, el comportamiento de la producción por cadenas en estos últimos complejos se presenta a continuación:

- Derivados del metano. La producción fue 1,961.7 miles de toneladas, 10.9% menor a la de 2008. Esto se debió a los trabajos de mantenimiento en las plantas de amoniaco VI y VII del Complejo Petroquímico Cosoleacaque durante agosto y septiembre, y octubre y noviembre, respectivamente, así como a rendimientos menores durante el resto del año, además las plantas de metanol del Complejo Petroquímico Independencia permanecieron fuera de operación por estrategia de negocio.

- Derivados del etano. La elaboración de estos compuestos creció 3.5% al


105

alcanzar 2,695.3 miles de toneladas debido principalmente al impulso a la producción de polietilenos, que permitió compensar los efectos del paro de las plantas de óxido de etileno de Morelos y de La Cangrejera en julio y agosto, y diciembre, respectivamente y de la menor producción de glicoles etilénicos, que se derivan del óxido de etileno.

Producción de petroquímicos


P r o d u c t o 2007 2008 2009 Variación

(%) 09/08

Petroquímicos 15,030.2 14,856.9 14,887.1 0.2 Por clasificación

Básicos 1 6,410.8 5,941.5 6,187.8 4.1 Desregulados 8,619.4 8,915.3 8,699.2 -2.4

Por organismo subsidiario Pemex-Gas y Petroquímica Básica 6,412.2 5,983.2 6,150.7 2.8 Pemex-Refinación 1,121.2 1,070.5 1,178.4 10.1 Pemex-Petroquímica 7,496.8 7,803.2 7,558.0 -3.1

Derivados del metano 1,859.2 2,201.7 1,961.7 -10.9 Derivados del etano 2,607.1 2,603.9 2,695.3 3.5 Propileno y derivados 47.3 17.5 31.0 77.1 Aromáticos y derivados 1,337.6 1,353.7 1,233.1 -8.9 Otros 2 1,645.6 1,626.4 1,636.8 0.6

1. Clasificación conforme al Art. 3° de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo (Diario Oficial de la Federación 28 de noviembre de 2008).

2. Incluye petroquímicos básicos, no incluye gasnafta por ser un petrolífero. Nota: La suma de los parciales puede no coincidir con el total debido al redondeo de las cifras. Fuente: Base de Datos Institucional.

- Aromáticos y derivados. Se produjeron 1,233.1 miles de toneladas, con una variación negativa de 8.9% con relación a 2008, sobre todo por la disminución en la elaboración de paraxileno, gasolina amorfa y aromina 100; que no se compensó con la mayor obtención de hidrocarburos de alto octano y gasolina base octano. Este comportamiento se debió a trabajos de mantenimiento en el tren de aromáticos del Complejo Petroquímico La Cangrejera en el último trimestre de 2009.

- Propileno y derivados. La elaboración de estos petroquímicos promedió 31 mil toneladas, 77.1% mayor al año anterior. Destaca el reinicio de operaciones, en octubre, de la planta de acrilonitrilo del Complejo Petroquímico Morelos. Esta planta se rehabilitó con el empleo de tecnología de punta que permite elaborar producto de calidad a nivel mundial.


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- De otros productos se obtuvieron 1,636.8 miles de toneladas, 0.6% más que el año previo, debido principalmente al aumento en la producción de pentanos y nitrógeno, que compensó el efecto negativo de los trabajos de mantenimiento del tren de aromáticos de La Cangrejera en elaboración de nafta pesada, líquidos de BTX, e hidrógeno de BTX.


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6. Atención al mercado

Petróleos Mexicanos tiene por objeto abastecer la demanda nacional de productos derivados de los hidrocarburos. Estos incluyen los combustibles para el sector transporte, gasolinas, diesel y turbosina; los combustibles industriales, gas seco y combustóleo; productos no energéticos como lubricantes, parafinas y solventes; y productos petroquímicos básicos y desregulados.

6.1 Mercado internacional de hidrocarburos

Mercado petrolero internacional

Durante 2009, los precios de los crudos marcadores en el mercado petrolero internacional se caracterizaron por una tendencia gradual a la alza después del crack financiero del año anterior consecuencia de la crisis hipotecaria en Estados Unidos. Las medidas fiscales y monetarias de los gobiernos a nivel mundial permitieron iniciar una lenta recuperación de la economía, sin embargo, el Producto Interno Bruto (PIB) mundial disminuyó 0.6%, después de haber crecido a una tasa promedio anual de 4.4 % en los últimos tres años.

En este contexto, los precios marcadores del crudo aumentaron a partir del segundo trimestre de 2009 y mantuvieron su tendencia ascendente, reflejando en gran medida el crecimiento de las economías emergentes, sobre todo las asiáticas que mostraron un crecimiento promedio de 6.6%. Ello a pesar de niveles de inventarios en general elevados. El precio internacional del petróleo se incrementó a partir del segundo trimestre de 2009, alcanzando, el 21 de octubre, el futuro del tipo West Texas Intermediate (WTI) su precio máximo anual de 81.37 dólares por barril y al cierre del año de 74.41 dólares (un aumento de 79.5% respecto al cierre de 2008).

En enero de 2009, el precio internacional del crudo fue 41.75 dólares por barril (cotización que contrasta en forma significativa con la alcanzada en junio de 2008 de 133.93 dólares por barril), presionado por un repunte del dólar, una mayor cautela para la inversión, crecientes inventarios de crudo y el impacto en la demanda de petróleo crudo. En el primer trimestre de 2009, la demanda mundial de crudo fue 84.3 millones de barriles diarios, cantidad 3.4% menor a la registrada en el mismo trimestre del año previo, situación que presionó las cotizaciones en el mercado petrolero internacional, aun cuando la oferta también se contrajo.


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Demanda y oferta mundial de petróleo crudo

(millones de barriles diarios)

D e m a n d a / o f e r t a 2008 2009

I II III IV I II III IV Demanda 87.3 85.7 85.3 85.3 84.3 83.3 84.7 85.5

OCDE 49.0 47.4 46.6 47.3 46.6 44.5 45.0 46.0 Países en desarrollo 25.4 25.7 25.6 25.3 25.6 26.0 26.3 26.3 Ex Unión Soviética 4.2 3.8 4.2 4.2 3.8 3.7 4.1 4.2 Otros Europa 0.8 0.7 0.7 0.8 0.7 0.7 0.7 0.8 China 8.0 8.2 8.1 7.7 7.6 8.4 8.6 8.3

Oferta 87.1 87.4 86.7 86.4 84.0 83.9 84.4 85.2 No OPEP 50.8 50.9 49.9 50.7 51.0 50.8 51.0 51.7 OPEP 1 36.3 36.5 36.8 35.7 33.0 33.1 33.4 33.5

Diferencia -0.2 1.7 1.3 1.1 -0.3 0.6 -0.3 -0.2 Las sumas pueden no coincidir debido a redondeo.1. Incluye líquidos del gas natural y crudos no convencionales.Fuente: Monthly Oil Market Report, December 2008, January 2009 and June 2010. OPEP.

81

82

83

84

85

86

87

88

I II III IV I II III IV

Demanda y oferta mundial de petróleo crudo

Demanda Oferta

2008 2009

Fuente: Monthly Oil Market Report, December 2008, January 2009 y June 2010. OPEP.


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Los meses de febrero, julio y diciembre mostraron algunos descensos con respecto a la tendencia del mes previo a éstos, respectivamente.

- En febrero, la cotización de los futuros del crudo en The New York Mercantile Exchange (NYMEX) (por sus siglas en inglés) cayó 4.38 dólares por barril, consecuencia de la incertidumbre que generó la aprobación del Plan de Estímulos a la economía de Estados Unidos.

- Una vez que se recobró la confianza, las cotizaciones de los crudos retomaron su tendencia al alza hasta el mes de junio, impulsada por la expectativa del mercado sobre una pronta recuperación de la economía de Estados Unidos y por la negativa de la Organización de los Países Exportadores de Petróleo (OPEP) de aumentar sus cuotas de producción. Así, los precios del WTI y del Brent del Mar del Norte registraron su nivel máximo en el mes de junio, al cotizarse en 69.68 dólares por barril y 68.55 dólares, respectivamente, es decir 45.2% y 47.3% mayor con relación al cierre del primer trimestre del año.

- En julio, el precio del crudo en el NYMEX observó un retroceso de 5.58 dólares por barril con respecto al mes inmediato anterior, ocasionado principalmente, por la alta volatilidad de los mercados y el fortalecimiento del dólar, aunado a la mayor tasa de desempleo en Estados Unidos, por el incremento en el nivel de inventarios de gasolina y un menor consumo de combustibles en ese país, que significó una señal clara de su recesión económica. Sin embargo, en agosto los precios del petróleo tuvieron otro fuerte aumento en Nueva York y Londres, el barril del WTI alcanzó una cotización de 71.05 dólares por barril, en un mercado estimulado por expectativas de una recuperación económica y por la debilidad del dólar. Esta tendencia prevaleció hasta noviembre.

- En diciembre de 2009, la OPEP alcanzó su producción más alta del año, 1.8 millones de barriles diarios por arriba del techo de su cuota de producción de 24.8 millones de barriles, vigente desde enero de 2009. Destaca que esta producción es menor por un millón de barriles a la de diciembre de 2008.

Conforme al comportamiento de los crudos marcadores, el precio promedio de la mezcla mexicana de exportación en 2009 fue 57.44 dólares por barril, inferior en 26.94 dólares al año anterior. En diciembre, el precio de la mezcla alcanzó 69.80 dólares por barril, 107.1% superior al del mismo mes de 2008.


110

Mercado internacional de gas natural

El gas natural, aun cuando se trata de una fuente de energía no renovable, cuenta con numerosas reservas explotables en el mundo y aumentan al mismo tiempo que se descubren nuevas técnicas de exploración y de explotación.

A principios de este nuevo milenio, el sector industrial del gas natural muestra la importancia de este hidrocarburo con un creciente dinamismo en su demanda. En la actualidad se tienen planes de desarrollo de proyectos de construcción de gran envergadura en el mundo entero.

Para la determinación del precio de venta de primera mano en México se utiliza el precio de referencia del gas natural del mercado del sur de Estados Unidos, el cual promedió 3.56 dólares por millón de Btu (Unidad Térmica Británica) en 2009, menor 57.8% a la cotización del año anterior, influido por los altos inventarios en Estados Unidos y el menor consumo en plantas generadoras de energía y de gas residencial.

El gas natural se ha mantenido como el combustible de menor precio en el mercado. En términos relativos, la diferencia porcentual respecto a otros combustibles es la siguiente:

30

50

70

90

Precio del crudo mexicano de exportación y del WTI, 2009

(dólares por barril)

Olmeca

Maya

Istmo

WTI

Ene Feb Mar Abr May AgoJun Sep Oct Nov DicJul



111

Precios relativos

(dólares por millón de Btu)

Combustible 2009 Diferencia % respecto al

gas natural Gasolinas 13.045 266.4Diesel 11.374 219.5Crudo WTI 10.096 183.6Propano 8.622 142.2Combustóleo 8.191 130.1Gas natural 3.560 -

Fuente: Pemex-Refinación.

La variación del precio en 2009, frente al que registró el año anterior de 8.43 dólares por millón de Btu se explica por las condiciones de la demanda del gas natural, estimulada por las nuevas técnicas de exploración y explotación, así como por el acceso a mayor número de reservas explotables de este hidrocarburo en el mundo, con notables ventajas de utilización respecto de otros combustibles, así como por los siguientes eventos ocurridos en Estados Unidos durante 2009:

- En junio y julio, la temperatura ambiental promedio propició un mayor consumo de energía para refrigeración debido a que fue 9.1% más cálida que en el verano de 2008, y 7% superior a un verano típico, circunstancia que compensó parcialmente la caída en la demanda industrial de gas natural.

- En septiembre, el precio del gas natural fue 2.64 dólares por millón de Btu, a consecuencia de altos inventarios con que se contaba, a finales de ese mes, por arriba del promedio de los últimos cinco años. En esta situación influyeron los bajos consumos de gas en los meses anteriores y las condiciones meteorológicas favorables, ya que los escasos huracanes (dos) y tormentas (ocho) que en ese mes se presentaron no afectaron la producción de gas natural del Golfo de México. Este comportamiento se dio a pesar del desplazamiento del carbón por gas natural para la generación de energía eléctrica en algunas regiones de Estados Unidos y del restablecimiento del consumo de gas en el sector manufacturero.

- En noviembre, la tormenta tropical Ida afectó la producción de gas natural prevista para la Costa Norteamericana del Golfo de México (CNGM), mes en que el precio ascendió a 4.08 dólares por millón de Btu, el mayor registrado desde enero de 2009. En diciembre, el precio del gas natural fue


112

3.33 dólares por millón de Btu, 45.1% menor al precio del mismo mes de 2008 (6.07 dólares) debido a los niveles de inventarios alcanzados en este periodo y a su competitividad respecto al precio del combustóleo.

Mercado internacional de petrolíferos

El consumo mundial de los productos petrolíferos depende de las variaciones de los precios del petróleo y de la actividad económica mundial. En 2009, los mercados de estos productos se mantuvieron débiles, lo que forzó a las refinerías a recortar sus niveles de operación. Los precios de los petrolíferos en la CNGM se presentan a continuación:

- La cotización media de la gasolina regular se redujo 33.5%, al pasar de 104.96 dólares por barril en 2008 a 69.83 dólares por barril en 2009.

- El precio del combustible para calefacción pasó de 118.27 dólares por barril a 68.16 dólares por barril de un año a otro, con una caída de 42.4% (50.11 dólares).

- El precio del combustóleo (contenido de 3% de azufre) bajó 23.3%, de 72.80 dólares por barril a 55.81 dólares en el mismo periodo.

2

5

8

11

14

E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N D

Precio de referencia del gas natural

(dólares por millón de Btu)


2008 2009


113

Como consecuencia del comportamiento de los precios y los menores niveles de operación, los márgenes de refinación para el crudo WTI disminuyeron 4.93 dólares al pasar de 13.44 dólares por barril en 2008, a 8.51 dólares por barril en 2009, mientras que en México disminuyeron de 2.33 dólares por barril a 1.61 dólares por barril de crudo procesado.

La diferencia de 6.90 dólares en los márgenes variables a favor de Estados Unidos, con respecto al SNR, se atribuye a niveles de rendimiento más altos, al mayor número de refinerías con configuraciones complejas y a la mejor calidad de la mezcla de los crudos que se procesan. Estados Unidos dispone de coquizadoras, equivalentes al 14% de su capacidad total de refinación, frente a 6% en el SNR, lo que le permite reducir la elaboración de residuales. Estas plantas ayudan a la economía de las refinerías a poder procesar un mayor volumen de crudos pesados, que son más baratos que los ligeros, además de incrementar el rendimiento de productos de alto valor, como las gasolinas.

Márgenes variables de refinación


Año/trimestre México (SNR) Estados Unidos

2008 2.33 13.44 1er. trimestre 0.51 10.792do. trimestre 1.06 11.703er. trimestre -1.97 15.454to. trimestre 9.76 16.64

2009 1.61 8.511er. trimestre 3.56 13.572do. trimestre 1.72 8.283er. trimestre 1.58 7.404to. trimestre -0.37 4.80


- En Cadereyta la reducción del margen estuvo conformada por los efectos negativos en precio y volumen entre ambos periodos. Durante 2009 esta refinería tuvo problemas en la operación de las unidades FCC, reformación e hidrodesulfuración U-700-1 y U-800-1. Asimismo disminuyó la carga de crudos pesados en casi nueve puntos porcentuales, lo que en términos del margen variable de refinación significó el encarecimiento de la mezcla de crudo, deteriorando su contribución.


114

- En Madero la reducción del margen estuvo conformada por los efectos negativos en precio y volumen entre ambos periodos. El deterioro en volumen se explica principalmente por el menor rendimiento de destilados intermedios derivado de problemas operativos por mantenimientos programados y correctivos de plantas, fallas en los servicios principales y la baja calidad del crudo entregado por Pemex-Exploración y Producción durante 2009.

- En Salamanca se tuvo una contribución menor debido al efecto negativo del precio que significó 2.30 dólares entre ambos periodos.

- En Salina Cruz se registró una contribución superior al año previo por el efecto positivo del precio y volumen entre ambos periodos.

- El comportamiento negativo de la refinería de Minatitlán se debe al efecto volumen que se registró entre ambos años. El menor rendimiento de destilados intermedios se presentó por problemas en el proceso de hidrodesulfuración U-100.

- Tula presentó un margen positivo, resultado del efecto precio que compensó el efecto negativo del volumen entre ambos años. Esta refinería utilizó mayores inventarios de gasolinas intermedias y gasóleos en relación al año anterior, tuvo problemas operativos por cambio de catalizadores para cumplir con la calidad del diesel UBA y la reconversión del proceso H-Oil a Hidrodesulfuración de Gasóleos. Durante 2009 disminuyó la utilización de procesos relacionados con la elaboración de destilados intermedios.

Márgenes variables en las refinerías del SNR


Refinería 2008 2009

SNR 2.33 1.61 Cadereyta 8.23 3.40 Madero 4.39 -0.14 Minatitlán -0.02 -0.53 Salamanca 4.18 2.10 Salina Cruz -1.13 2.40 Tula 0.27 1.33



115

La contribución de las gasolinas al margen estadounidense fue 10.64 dólares superior a la del SNR, con 35.41 y 24.77 dólares por barril, respectivamente. El rendimiento en este combustible llegó a 45.8% en la industria estadounidense y a 35.1% en la nacional.

La aportación de los destilados intermedios en el sistema de refinación de Estados Unidos sobrepasó la del SNR en 5.60 dólares, con promedios de 26.13 dólares por barril y 20.53 dólares, en el mismo orden. Esta diferencia también se reflejó en la diferencia de rendimientos de estos productos: 30.4% en México y 36.7% en Estados Unidos.

Los rendimientos de diesel promediaron 27.3% y 26.0% en Estados Unidos, respectivamente, y en el SNR aportaron 19.55 y 17.47 dólares por barril, en el mismo orden. En los querosenos, el rendimiento de 9.4% en Estados Unidos permitió aportar 6.58 dólares por barril al margen, en tanto que en el SNR con

1.06

24.77

17.47 3.06

12.81 -0.65 -1.29

-55.62

1.61

Gas licuado Gasolinas Diesel Querosenos Resid. ² Gasóleo de

vacío

Otros ³ Crudo Margen

variable

Comparación de los márgenes variables de refinación, 20091


1.40

35.41

19.556.58 4.10 0.00 0.89 -59.42

8.51

Gas licuado Gasolinas Diesel Querosenos Resid. ⁴ Gasóleo de

vacío

Otros ⁵ Crudo Margen

variable

SNR

EUA

1. Cifras preliminares.

2. Incluye combustóleo, asfaltos, materia prima para negro de humo, coque y variación de inventarios

residuales intermedios.

3. Incluye parafinas, lubricantes, petroquímicos, otras materias primas (gas natural), variación de inventarios

de otros productos intermedios y terminados y servicios auxiliares.

4. Incluye combustóleo y coque.

5. Incluye otros productos, servicios auxiliares y autoconsumos.



116

4.4% de la producción, su contribución fue de 3.06 dólares por barril. En residuales, el SNR tuvo una contribución que sobrepasó a la de Estados Unidos en 8.71 dólares (12.81 frente a 4.10 dólares por barril), esta diferencia nuevamente se debe a los rendimientos: 29.8% en el SNR y 11.8% en Estados Unidos. En el SNR también hubo aportaciones negativas de otros productos por 1.29 dólares y de gasóleo de vacío de 0.65 dólares por barril, mientras que el primer rubro aportó al margen de Estados Unidos 0.89 dólares por barril. La contribución del gas licuado en Estados Unidos llegó a 1.40 dólares y en el SNR a 1.06 dólares.

Los egresos por materia prima fueron 3.80 dólares menores en el SNR que en Estados Unidos al promediar 55.62 y 59.42 dólares por barril, en el mismo orden.

Mercado internacional de petroquímicos

El mercado global de los petroquímicos, luego del deterioro que sufrió a principios de 2009, se reactivó gradualmente durante el año, a tasas coincidentes con el desarrollo de los diferentes sectores económicos. China incrementó su actividad en el sector petroquímico al convertirse en un importador neto de nafta que llegó a 42 miles de barriles diarios en 2009, en comparación con una exportación neta de 18 miles de barriles diarios del año anterior. Asimismo el mercado de la nafta en Europa y Asia cobró impulso debido a una mayor demanda de unidades petroquímicas y a oportunidades de arbitraje (diferencial del precio de un producto en cada mercado).

En México el comportamiento fue favorable, como estrategia de Pemex-Petroquímica los precios de los glicoles se reactivaron fundamentalmente por la recuperación de los precios en el mercado internacional; la actividad para los polietilenos creció derivado del comportamiento del tipo de cambio y de una mayor demanda; asimismo la demanda del amoniaco para fertilizantes aumentó por efecto de la competitividad de nuestro precio respecto a los internacionales; entre otros factores.


117

6.2 Mercado interno de hidrocarburos

Durante 2009, la demanda interna de combustibles industriales y de transporte, así como de los productos petroquímicos reflejó el comportamiento de la profunda contracción económica que se presentó en México, en particular en el primer semestre del año.

La recesión económica global que inició a mediados de 2008 adquirió proporciones sin precedentes en las últimas siete décadas de la historia económica mundial. El entorno internacional que se observó durante 2009 condujo a que México enfrentara una de las caídas más importantes en su actividad económica, que se reflejó en la disminución de 6.5% del PIB.

Los principales factores que incidieron en la economía nacional fueron los siguientes:

- La caída en la demanda interna de Estados Unidos se tradujo en un abrupto descenso de su actividad productiva e impactó a la industria mexicana integrada con el sector manufacturero de ese país.

- La profunda caída del comercio internacional y el peso que tiene en la economía mexicana el comercio exterior, casi dos terceras partes, contribuyó también al agravamiento de la crisis en México en términos de los indicadores de actividad económica.

- La crisis internacional incidió también en una menor disponibilidad de financiamiento a nivel global.

- Adicionalmente a estos factores, influyó también, la tendencia negativa observada durante los últimos cuatro años en la plataforma de producción de crudo, además de la abrupta caída de los precios del petróleo crudo a partir de julio de 2008. Cabe señalar que la disminución en la producción de petróleo crudo resulta particularmente negativa dada la dependencia que las finanzas públicas del país tienen respecto de los ingresos por hidrocarburos.

- Finalmente, el brote de influenza AH1N1 constituyó un factor adicional que acentuó la caída en los niveles de la actividad económica durante el segundo trimestre del año y sus efectos sobre la demanda por diversos servicios.


118

El impacto de estos factores llevó a la mayor caída en ingresos petroleros y tributarios no petroleros registrada al menos en los últimos treinta años. Ante esta situación, el gobierno de México aplicó diversas políticas contra cíclicas, en los frentes fiscal y monetario, así como a través de la banca de desarrollo y del impulso a la infraestructura y la vivienda. A ello se sumaron, como fortalezas, la estabilidad de precios, un sistema financiero fuertemente capitalizado y solvente, así como un tipo de cambio más competitivo.

Con estas medidas y ante los signos de recuperación de la economía mundial, a partir del segundo semestre de 2009, hubo un repunte en las exportaciones manufactureras, debido a una gradual mejoría en las condiciones externas que llevó a que la actividad productiva mostrara una tendencia positiva.

En este contexto, la demanda nacional de combustibles industriales (gas natural y combustóleo), sin considerar autoconsumos, muestra un descenso en el primer semestre de 2009 de 5.2% en el consumo de gas natural y de 25.8% en el de combustóleo con relación al mismo periodo del año previo, por su parte el consumo de combustibles para transporte terrestre y marino de personas y de mercancías (gasolinas automotrices y diesel) lo hizo en 2.4%, y el de transporte aéreo (turbosina) muestra una contracción de 6.2%. A partir del segundo semestre de ese año, aumenta gradualmente el consumo interno de estos combustibles como se muestra en las gráficas siguientes:

2,800

2,950

3,100

3,250

I S II S I S II S


Gas natural


150

190

230

I S II S I S II S

Combustóleo


Combustibles industriales

2008 2009 2008 2009


119

Ventas internas de petrolíferos, gas natural seco y

petroquímicos

La estructura de la demanda nacional de petrolíferos y de gas licuado en el país ha cambiado en forma importante en los últimos diez años, en particular por el crecimiento en el consumo de combustibles para el sector del transporte de personas y de mercancías. En el periodo 2000-2009, la demanda de gasolinas y de diesel aumentó 4.5% y 2.6% promedio anual, respectivamente. En tanto que el consumo de combustóleo disminuyó 9.1% en ese lapso.

- La participación de las gasolinas automotrices pasó de 30.8% en 2000 a 44.8% en 2009, la de diesel transitó de 16.5% a 20.3%, mientras que la de combustóleo pasó de 28.5% a 11.8%.

- Atender el cambio en el comportamiento de la demanda hizo necesario que Petróleos Mexicanos recurriera a los mercados internacionales para completar la oferta nacional con importaciones crecientes, principalmente, de gasolinas automotrices. La garantía de suministro oportuno requiere el desarrollo de la infraestructura necesaria para aumentar la capacidad de producción del SNR, y desarrollar proyectos en infraestructura de logística, para aprovechar las oportunidades del mercado nacional e internacional, tal y como se dispone en la Estrategia Nacional de Energía.

En 2009, el consumo de hidrocarburos en el país promedió 3,118.8 millones

Combustibles para transporte

760

775

790

805

820

I S II S I S II S


Gasolina


350

370

390

I S II S I S II S

Diesel


2008 2009 2008 2009

Combustibles para transporte


120

de pies cúbicos diarios de gas natural seco, 1,771.5 miles de barriles diarios de petrolíferos y gas licuado, y 4,032.3 miles de toneladas de productos petroquímicos. La demanda de estos productos representó ingresos por 594,875.8 millones de pesos, 17.1% menor en términos reales al año anterior. Por grupos de productos, la participación en los ingresos totales fue la siguiente: 43.5% provino de gasolinas automotrices, 20.4% diesel, 8.3% gas licuado, 8.7% combustóleo, 5.3% otros productos petrolíferos, 9.8% gas natural seco y 4% petroquímicos.

Ventas de gas natural seco

En 2009, el comportamiento del mercado de gas natural se caracterizó por un ligero incremento en las ventas a terceros, motivado por la demanda del sector eléctrico. La demanda de gas seco ascendió a 3,118.8 millones de pies cúbicos diarios, 1.1% superior a la registrada en 2008, variación que contrasta con el crecimiento del consumo de los últimos diez años cercano a 5% promedio anual. La producción nacional permitió atender 86.5% de la demanda (2,696.8 millones de pies cúbicos diarios) y el porcentaje restante se cubrió con importaciones (422 millones de pies cúbicos diarios).

Los ingresos por la venta de gas seco ascendieron a 58,102.1 millones de pesos, 47.7% menos en términos reales, con relación a 2008.

El comportamiento por sectores fue el siguiente:

- Las ventas al sector eléctrico crecieron 7.8% con relación a 2008 al alcanzar 1,800.7 millones de pies cúbicos diarios, debido a las bajas precipitaciones pluviales que implicaron restricciones a la generación de energía hidroeléctrica, a su sustitución por generación térmica, así como por el menor precio del gas natural frente al combustóleo.

- Al sector industrial, distribuidoras y comercializadores se destinaron 1,182.5 millones de pies cúbicos diarios, 7.3% menor a 2008. Esta situación se explica por la crisis económica mundial que afectó a los productores de acero, a los industriales del sector automotriz y de la industria del vidrio, principalmente. Al sector de autogeneración se vendieron 135.6millones de pies cúbicos diarios, 2.9% menos que el año previo.


121

Ventas de petrolíferos y gas licuado

Durante 2009, el volumen de productos petrolíferos y gas licuado comercializados en el país disminuyó 3%, si se compara con el observado el año anterior, al registrar 1,771.5 miles de barriles diarios (1,490.4 miles de barriles diarios de petrolíferos y 281 mil barriles diarios de gas licuado).

Los ingresos fueron 513,034.9 millones de pesos, 10.3% inferiores en términos reales al año anterior. Estas variaciones se explican principalmente por la contracción en la demanda de gasolina Pemex Premium, turbosina, diesel, combustóleo y otros petrolíferos, que no se compensó con el aumento en el consumo de gasolina Pemex Magna y coque.

- Por grupo de productos, la venta de gasolinas participó con 50.4% de los ingresos totales, las de diesel contribuyeron con 23.7%, el combustóleo con 10.1%, el gas licuado con 9.6%, la turbosina con 3.6%, la diferencia correspondió a otros petrolíferos.

- De los otros petrolíferos destaca la venta de asfaltos, cuyo ingreso ascendió a 10,277.1 millones de pesos.

1,185.41,275.6

1,182.5

1,739.91,671.0 1,800.7

139.0 139.7 135.6

2007 2008 2009


Autogeneración

Eléctrico

Industrial,

comercializadoras y

distribuidoras

3,064.4 3,086.3 3,118.8

Estructura de la demanda de gas natural por sector de consumo



122

Ventas internas de petrolíferos y gas licuado



09/08

Total 1,816.0 1,826.7 1,771.5 -3.0 Gas licuado 300.5 291.3 281.0 -3.5 Gasolinas 761.6 793.4 793.1 0.0

Pemex Magna 658.9 706.2 727.7 3.0 Pemex Premium 101.3 85.7 64.1 -25.2 Otras1 1.4 1.5 1.3 -13.3

Diesel 358.4 382.0 359.0 -6.0 Pemex Diesel 314.5 332.0 314.5 -5.3 Otros 43.9 50.0 44.5 -11.0

Turbosina 67.9 65.0 55.0 -15.4 Combustóleo 256.9 219.6 209.0 -4.8 Otros petrolíferos 70.7 75.5 74.3 -1.6

Nota: La suma de los parciales puede no coincidir con el total debido al redondeo de las cifras. 1. Incluye gasnafta de los complejos petroquímicos. Fuente: Base de Datos Institucional.

El consumo de petrolíferos para transporte de personas y mercancías, en 2009, fue 1,232 miles de barriles diarios, 69.5% del total de las ventas internas de productos petrolíferos y de gas licuado.

62.4 62.6 64.2

29.4 30.1 29.1

5.6 5.1 4.4

2.62.2 2.3

2007 2008 2009

Turbosina

Diesel

Gasolinas

automotrices

Estructura de la demanda de petrolíferos para transporte

(por ciento)

Otros 1

1. Gas licuado para transporte y combustóleo para embarcaciones.



123

- Las gasolinas automotrices participaron con 64.2% del total de los petrolíferos para el sector transporte, 1.8 puntos porcentuales más que en 2008. En tanto que el diesel fue 29.1% con un punto porcentual menor.

La demanda de gasolinas automotrices ascendió a 791.8 miles de barriles diarios, volumen similar a 2008; en el Valle de México se comercializaron en promedio 128 mil barriles diarios, en la frontera norte 71.1 miles de barriles, en Guadalajara 46.4 miles de barriles diarios, en Monterrey 32.5 miles de barriles diarios y en el resto del país 513.8 miles de barriles diarios.

- La comercialización de gasolina Pemex Magna registró 727.7 miles de barriles diarios, 3% más que en 2008, y de Pemex Premium 64.1 miles de barriles diarios, 25.2% menos.

- Los ingresos por ventas de las gasolinas automotrices totalizó 258,487.5 millones de pesos, 7.7% menos en términos reales a 2008, debido a la sustitución de la demanda de gasolina Pemex Premium por Pemex Magna, de menor valor, y debido a que el precio de estos combustibles se mantuvo constante a lo largo del año.

- En 2009, la participación de las gasolinas importadas en el consumo interno22 disminuyó 1.4 puntos porcentuales, al pasar de 43% en 2008 a 41.6% en 2009.

La importación de combustibles permite cumplir el suministro de Premium UBA (en todo el país), Diesel UBA (Zona Fronteriza Norte) y de Magna UBA (zonas metropolitanas del Valle de México, Guadalajara y Monterrey) desde octubre de 2006, enero de 2007 y octubre de 2008, respectivamente. A partir de enero de 2009, las refinerías de Tula, Cadereyta y Salamanca producen gasolina Pemex Magna UBA.

- En 2009, los días de autonomía (días de inventario) en terminales de almacenamiento fueron: 2.0 días para Pemex Magna, 7.6 de Pemex Premium, y de 3.1 para diesel. Cabe destacar que las terminales de almacenamiento criticas fue de 2.4 días para gasolinas y de 2.9 días para diesel, frente a 2.4 y 2.6 días, respectivamente, del año anterior. Este comportamiento se debió a:

22. Conforme la integración de los indicadores del Programa Sectorial de Energía se consideran únicamente las ventas de Pemex-Refinación y las importaciones incluyen metil terbutil éter.


124

La rotura del poliducto Tuxpan-Azcapotzalco que tuvo como consecuencia que dicho sistema permaneciera fuera de operación del 29 de septiembre al 3 octubre.

El hundimiento de la monoboya 1 en Tuxpan que afectó las operaciones de descarga de gasolinas de importación, así como la recepción de los componentes para las refinerías. Además, el puerto de Tuxpan registró constantes cierres de operación por condiciones climatológicas adversas.

Las refinerías de Tula y Salamanca tuvieron afectaciones en su oferta de producción por altos inventarios de productos residuales.

La demanda de diesel en 2009 fue 359 mil barriles diarios, 6% menos al consumo del año anterior por la disminución en la actividad económica y el crecimiento del precio del diesel marino especial. Los ingresos aumentaron 3.6% en términos reales respecto a 2008, al alcanzar 121,521.5 millones de pesos, el incremento se explica por el aumento de los precios. La participación volumétrica de las importaciones en las ventas internas de diesel fue 13.3%, 4.5 puntos porcentuales menos que la de 2008.

- El consumo interno de 314.5 miles de barriles diarios de Pemex Diesel se redujo 5.3%, si se compara con 2008, debido al menor transporte de mercancías. Sobresale el aumento de 4.5% en términos reales en los ingresos por ventas internas de este combustible, derivado del incremento mensual en su precio.

- En julio y diciembre de 2009 inició la distribución de diesel UBA en las zonas metropolitanas de Guadalajara y del Valle de México, respectivamente. Cabe recordar que en Monterrey comenzó en agosto de 2008.

Las ventas de turbosina fueron 55 mil barriles diarios, 15.4% menos que en 2008, a causa de la reducción en el número de vuelos en el país y la cancelación de rutas aéreas nacionales e internacionales. En 2009, la caída en los ingresos fue 45.5% en términos reales al ubicarse en 18,320.7 millones de pesos.

La demanda de combustóleo disminuyó 4.8%, si se compara con 2008, al promediar 209 mil barriles diarios, debido al alto precio del combustóleo pesado y a la utilización de gas natural por parte del sector eléctrico. A CFE se destinaron 171.9 miles de barriles diarios de combustóleo pesado, 2.6% menos que el año anterior. Los ingresos por la venta de este combustible fue 51,907.6 millones de pesos, 20.1% menos en términos reales a los de 2008.


125

La comercialización de 74.3 miles de barriles de otros petrolíferos presentó una disminución de 1.6% con relación a 2008, en particular de asfaltos (5.8%) mientras que el coque aumentó en porcentaje similar. Los ingresos por la venta de estos productos totalizaron 13,336.3 millones de pesos.

En 2009, el consumo de 281 mil barriles diarios del gas licuado, disminuyó 3.5% respecto a 2008, resalta su utilización más eficiente en calentadores domésticos, la reducción de su consumo como carburante y su sustitución por gas natural para consumo residencial y servicios. Los ingresos obtenidos de su comercialización fueron 49,461.3 millones de pesos, 16.1% menos al ingreso del año anterior, en términos reales.

- El volumen importado de gas licuado promedió 80 mil barriles diarios, 9.8% menor a 2008 y su participación (28.5%) en el consumo interno disminuyó 2 puntos porcentuales.

- En 2009, las ventas de gas licuado en la zona centro del país representaron 42.2% de la demanda nacional; el Estado de México participó con 17.6%, en el Distrito Federal fue 10.3%, en Puebla 7.9%, en Hidalgo 2.8%, en Morelos 2%, en Tlaxcala 1.6% y el porcentaje restante se distribuyó en los demás estados de la república.

Precios al público de petrolíferos

La política de precios de Petróleos Mexicanos busca reflejar primordialmente el valor de cada línea de productos que elabora y comercializa. Para ello considera los precios de referencia y los costos de oportunidad de estos productos en el mercado internacional. Toma en cuenta la importancia de la recaudación fiscal que se deriva de estas operaciones y busca contribuir al papel estratégico de la empresa como proveedor de productos derivados de los hidrocarburos.

La SHCP determina, mediante reglas de carácter general, los precios de los productos que comercializa el Estado a través de Petróleos Mexicanos. Esa dependencia con base en los precios de referencia da a conocer los mecanismos para establecer los ajustes por calidad, los costos netos de transporte, el margen comercial y el costo de manejo a los expendios autorizados. En el DOF se publican en forma mensual las operaciones aritméticas para calcular las tasas aplicables para cada combustible y en cada agencia de ventas de Petróleos Mexicanos.


126

En 2009, el Gobierno Federal puso en marcha el Acuerdo Nacional a favor de la Economía Familiar y el Empleo para Vivir Mejor, el cual estableció el congelamiento de los precios de las gasolinas en todo el país durante ese año. Cabe destacar que desde principios de la década de los noventa el Gobierno Federal lleva a cabo un ajuste gradual a los precios al público de las gasolinas y del diesel, a fin de preservar la salud de las finanzas públicas y garantizar a los consumidores domésticos una relativa estabilidad de precios ante la volatilidad internacional que éstos enfrentan en el mercado internacional.

- Debido a las condiciones económicas prevalecientes, los ajustes mensuales a los precios de la gasolina Pemex Magna y Pemex Premium fueron suspendidos en forma temporal a principios de 2009, y el 22 de diciembre de ese año se llevó a cabo un ajuste en la tarifa de la gasolina Pemex Magna de tres centavos, es decir pasó de un precio de 7.72 pesos por litro, en febrero, a 7.77 pesos por litro en diciembre, y el día 28 de este último mes se efectúo otro aumento de cinco centavos que aplicó únicamente a la Pemex Magna que se vende en la frontera norte para quedar en 7.80 pesos por litro, en esa zona.

- El precio de la gasolina Pemex Premium permaneció sin cambio durante todo el año; en la frontera norte fue de 9.18 pesos por litro y en el resto del país de 9.57 pesos por litro.

7.0

7.5

8.0

8.5

9.0

9.5

10.0

E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N D

Precio al público de combustibles

(pesos por litro)

Pemex Magna Pemex Premium Pemex Diesel

2008 2009



127

- En 2009, la diferencia promedio de la gasolina Pemex Magna (en la franja fronteriza norte) con respecto a la Unleaded Regular que se comercializa en el sur de Estados Unidos fue negativa en 92 centavos de pesos por litro.

En cuanto al diesel, la SHCP implantó un esquema de incrementos a su precio con la finalidad de reducir el diferencial existente con su referencia internacional. De esta forma, pasó de 7.58 pesos por litro en enero a 8.16 pesos por litro en diciembre.

- Respecto al precio del diesel en la frontera norte se observó un incremento del diferencial entre dicho precio y el vigente en el sur de Estados Unidos de 1.38 pesos por litro, en 2009.

Ventas internas de petroquímicos básicos y desregulados

La demanda de petroquímicos en el mercado interno durante 2009 ascendió a 4,032.3 miles de toneladas, 2.9% inferior a 2008, debido a la contracción de la actividad industrial del país. Del volumen total, 10% fueron petroquímicos básicos y 90% petroquímicos desregulados. Por organismo subsidiario, Pemex-Petroquímica comercializó 2,663.7 miles de toneladas (66%), Pemex-Gas y Petroquímica Básica 1,003.1 miles de toneladas (24.9%) y Pemex-Refinación 365.4 miles de toneladas (9.1%). Los ingresos por estas operaciones fueron 23,738.7 millones de pesos, 31.6% menos en términos reales, si se compara con 2008, debido al comportamiento de los precios.

En 2009, la comercialización de petroquímicos básicos, actividad exclusiva de Pemex-Gas y Petroquímica Básica, fue 404.7 miles de toneladas, 6.5% menos respecto a 2008, principalmente por la menor oferta de materia prima para negro de humo proveniente de refinerías. El monto de estas operaciones ascendió a 1,814.6 millones de pesos, 26.9% menos en términos reales a 2008.

La demanda de petroquímicos desregulados fue 3,627.5 miles de toneladas, 2.5% inferior a lo observado en 2008. Por su origen, 73.4% provino de Pemex-Petroquímica, 16.5% de Pemex-Gas y Petroquímica Básica y 10.1% de Pemex-Refinación. Los ingresos fueron 21,924 millones de pesos, 31.9% menos en términos reales al año previo.


128

Pemex-Gas y Petroquímica Básica destinó al mercado interno 598.4 miles de toneladas de petroquímicos desregulados, 13.9% menos que en el año previo. Este comportamiento tuvo su origen en la menor comercialización de azufre que se ubicó en 593.3 miles de toneladas, 11.2% menos que el año anterior debido a la salida de operación de uno de los principales clientes durante siete meses de 2009.

Las ventas internas provenientes de Pemex-Refinación fueron 365.4 miles de toneladas, 31% superiores a 2008, por el crecimiento de las ventas de propileno grado químico, y en menor medida de propileno grado refinería.

En 2009, Pemex Petroquímica comercializó 2,663.7 miles de toneladas de petroquímicos desregulados, 3% menos que el año previo, debido a la contracción de la demanda de óxido de etileno, glicoles y metanol al inicio del año, a la reducción en los precios de los productos y en la oferta de cloruro de vinilo y aromáticos por mantenimiento de las plantas.

Aun cuando la demanda para algunos petroquímicos mejoró en forma moderada, en el segundo semestre de 2009, no fue el caso de los aromáticos y

Ventas internas de petroquímicos básicos y desregulados

(miles de toneladas )

C o n c e p t o 2007 2008 2009 Variación (%) 09/08

Total 4,009.6 4,153.7 4,032.3 -2.9 Básicos 465.8 432.7 404.7 -6.5 Desregulados 3,543.9 3,721.0 3,627.5 -2.5

Por organismo subsidiario y cadenas Pemex-Gas y Petroquímica Básica 1,066.0 1,128.1 1,003.1 -11.1

Básicos 465.8 432.7 404.7 -6.5 Desregulados 600.2 695.4 598.4 -13.9

Pemex-Refinación 290.9 278.9 365.4 31.0 Desregulados 290.9 278.9 365.4 31.0

Derivados del metano 19.5 5.2 - - Propileno y derivados 271.4 273.8 365.4 33.5

Pemex-Petroquímica 2,652.7 2,746.7 2,663.7 -3.0 Desregulados 2,652.7 2,746.7 2,663.7 -3.0

Derivados del etano 1,075.8 1,092.4 1,108.1 1.4 Derivados del metano 1,023.3 1,197.0 1,237.3 3.4 Aromáticos y derivados 476.1 389.0 248.1 -36.2 Propileno y derivados 29.9 25.1 37.1 47.8 Otros 47.5 43.1 33.1 -23.2

La suma de los parciales puede no coincidir con el total, debido al redondeo de las cifras. Fuente: Base de Datos Institucional.


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el metanol, relacionados con los sectores automotriz e inmobiliario, que mantuvieron un consumo débil.

Las ventas internas de Pemex-Petroquímica por cadenas de productos se presentan a continuación:

- Derivados del etano. El volumen de ventas totalizó 1,108.1 miles de toneladas, 1.4% superior con relación a 2008, debido a las estrategias implantadas para alentar las ventas de polietilenos y cloruro de vinilo, y como resultado de la ventaja comparativa de los precios en pesos respecto del tipo de cambio de las importaciones.

La comercialización de polietilenos aumentó 22.1% al comparar con 2008, lo que permitió alcanzar un máximo histórico en las ventas de estos productos, con una participación en el mercado que llegó a 7.2% en el caso del polietileno de baja densidad, a 1.4% para polietileno de alta densidad. Con respecto a los polietilenos lineales de baja densidad también se logró una mayor penetración en el mercado.

Se desarrolló polietileno grado hexeno para películas, mismo que fue aprobado por más de 20 empresas y que contribuirá a sustituir importaciones y aumentar las ventas nacionales de la planta Swing.

El óxido de etileno disminuyó 14.7% por debilidad en el mercado del producto y falta de disponibilidad. En este periodo se aplicaron mecanismos temporales de precios, revisados por la SHCP, los cuales permitieron la competitividad en precios y la continuidad de las operaciones del sector de glicoles en el mercado nacional, el cual emplea óxido de etileno como materia prima.

En las ventas de etileno se presentó una variación negativa de 26.2 miles de toneladas por la suspensión de retiros de un cliente, esto a causa del cierre definitivo de su planta de acetato de vinilo.

- Derivados del metano. Las ventas internas ascendieron a 1,237.3 miles de toneladas, 3.4% mayores al volumen comercializado en 2008. El consumo de amoniaco creció 8.3%.

- Aromáticos y derivados. Durante 2009 la demanda fue 248.1 miles de toneladas, 36.2% menor a la obtenida en 2008 debido a que no se


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realizaron ventas de paraxileno y a la reducción de las de estireno derivado del mantenimiento de las plantas de La Cangrejera.

Para los aromáticos se promovió el cambio del esquema operativo que al utilizar nafta importada permitirá obtener economías importantes en el costo de la materia prima, y cancelar la producción de crudo despuntado que se colocaba en el mercado internacional con escaso margen.

- Propileno y derivados. Se comercializaron 37.1 miles de toneladas, 47.8% más del volumen alcanzado en 2008, resultado del reinicio de la producción de acrilonitrilo.

- De otros productos,23 se destinaron al mercado nacional 33.1 miles de toneladas, 23.2% menos que el año anterior, de los cuales la mayor parte correspondió a ácido muriático.

6.3 Transporte y distribución24

El transporte y distribución de petróleo crudo, gas y productos derivados constituyen un elemento estratégico de las operaciones de la industria petrolera paraestatal y de su cadena de valor, ya que permite abastecer de materia prima a los procesos de transformación industrial de las refinerías, complejos procesadores de gas y complejos petroquímicos, así como dar salida a sus productos.

Durante 2009, Pemex-Gas y Petroquímica Básica transportó a través de la red de gasoductos 4,603 millones de pies cúbicos diarios de gas natural, volumen 0.3% superior al observado en 2008, debido al comportamiento del mercado de este hidrocarburo que se caracterizó por un ligero incremento (1.1%) en las ventas a terceros.

El volumen total de gas licuado que transportó Pemex-Gas y Petroquímica Básica promedió 171.2 miles de barriles diarios, de los cuales 155.7 miles de barriles se enviaron por el ducto Cactus-Guadalajara y 15.5 miles de barriles diarios por el ducto Hoobs Méndez. El movimiento total de este combustible fue 7.4% menor al registrado en 2008, en particular por la combinación de los 23. No se incluye el gasnafta, que por ser un petrolífero se contabiliza en el apartado correspondiente. 24. Considera el transporte y distribución de petróleo crudo, gas natural, y condensados a partir de la entrega que efectúa Pemex-Exploración y Producción a las refinerías del SNR, a los complejos procesadores de gas y a los complejos petroquímicos.


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factores siguientes: contracción de la demanda nacional; inicio de las operaciones de la terminal Tuxpan II, en febrero de 2009; y por el incremento del volumen contratado de 10 a 15 miles de barriles diarios, en la terminal de Manzanillo, en el cuarto trimestre de 2008.

Pemex-Refinación, durante 2009, transportó 76,812.2 millones de toneladas-kilómetro de crudo y productos petrolíferos, de los cuales 62% se distribuyeron por ducto, 30.3% por vía marítima, 6.4% por autotanque y el restante 1.3% por carrotanque.

- El volumen transportado fue 3% mayor al realizado en 2008, derivado de aumentos en el movimiento de crudo y de productos petrolíferos de 1.5%, cada uno.

El transporte por ductos aumentó 1.9% (874.6 millones de toneladas-kilómetro) respecto a lo transportado en 2008, debido al mayor movimiento de crudo de 1,114.4 millones de toneladas-kilómetro motivado por la estrategia de incremento de inventarios del SNR.

2008

Autotanque

4,504.5

6.0%

Carrotanque

754.7

1.0%

Buquetanque

22,558.9

30.2%

Ductos

46,762.1

62.7%

Total: 74,580.2

2009

Autotanque

4,892.5

6.4%

Carrotanque

998.7

1.3%

Buquetanque

23,284.3

30.3%

Ductos

47,636.7

62.0%

Total: 76,812.2

Movimiento de crudo y productos petrolíferos

(millones de toneladas-kilómetro)



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Movimientos realizados por medio de transporte


T r a n s p o r t e 2007 2008 2009 Variación (%)

2009-2008

Total 77,937.8 74,580.2 76,812.2 3.0 Ductos 46,745.5 46,762.1 47,636.7 1.9 Buquetanques 26,043.9 22,558.9 23,284.3 3.2 Autotanques 4,429.8 4,504.5 4,892.5 8.6 Carrotanques 718.6 754.7 998.7 32.3

Nota: La suma de los parciales puede no coincidir con el total debido al redondeo de las cifras. Fuente: Pemex-Refinación.

En cuanto a movimiento de petrolíferos, el transporte por ducto reflejó un decremento de 0.5%, fundamentalmente de gasolinas, derivado de salidas a mantenimiento de diversas refinerías y condiciones climatológicas adversas. A esto se sumaron la crisis económica y las medidas para abatir la propagación del virus AH1N1, aspectos que afectaron el transporte, en particular en el primer semestre del año.

Movimientos realizados de crudo y productos por medio de transporte


T r a n s p o r t e Crudo Petrolíferos Gasolinas1 Diesel Turbosina Combustóleo Otros2

Ductos 37,968 9,669 6,717 2,594 108 191 59 Buquetanque 16 23,268 11,153 5,766 1,050 5,058 242 Autotanque 0 4,893 1,805 998 697 973 420 Carrotanque 0 999 257 243 0 499 0 Total 2009 37,984 38,829 19,932 9,601 1,855 6,721 720

Ductos 36,854 9,909 6,960 2,598 119 168 64 Buquetanque 42 22,517 9,053 5,681 1,052 6,506 224 Autotanque 0 4,505 1,882 983 1,104 169 367 Carrotanque 0 755 195 260 0 300 0 Total 2008 36,895 37,685 18,090 9,522 2,275 7,142 655

1. Incluye primaria, MTBE, Premium, alquilado, gasolina polimerizada y Pemex Magna. 2. Incluye butanos, gasóleos, propileno y productos secos. Nota: La sumas pueden no coincidir debido al redondeo. Fuente: Pemex-Refinación.

El movimiento de productos por buquetanque aumentó 3.2% neto respecto a lo realizado en 2008, motivado por el incremento en el transporte de petrolíferos (3.3%), particularmente gasolinas. Cabe señalar que este medio


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de transporte se vio afectado por la disminución en el consumo de combustóleo de la CFE, así como por condiciones climatológicas adversas.

El transporte de productos por autotanque observó un incremento de 8.6%, que resultó del incremento en el transporte de combustóleo y la disminución de turbosina.

Dicho incremento se explica por la incorporación de las rutas de las Terminales de Almacenamiento y Reparto (TAR) de Irapuato a Manzanillo y de Tula a Cd. Madero; así como el incremento en la ruta de Irapuato a Lázaro Cárdenas; lo anterior para desalojo de combustóleo pesado en las refinerías de Salamanca y Tula a fin de no afectar sus procesos. Además, por el aumento en la demanda del volumen a transportar en la ruta de Minatitlán a Oaxaca, así como en las rutas con origen en la TAR Cadereyta hacia las TARs Zacatecas y Aguascalientes.

El movimiento de productos por carrotanque aumentó 32.3%, en particular en el transporte de combustóleo y gasolinas. De igual forma, el incremento obedece, por una parte, al desalojo de combustóleo pesado de la refinería Miguel Hidalgo a la TAR Lázaro Cárdenas para no afectar sus procesos, y por otra parte, a los traspasos de Cd. Madero a Cd. Valles.

Cabe destacar que en términos de volumen total, en 2009 se movieron 3,441.7 miles de barriles diarios de petróleo crudo y productos petrolíferos, cifra superior a los 3,420.1 miles de barriles del año anterior.

Con relación a la flota petrolera mayor, se operó con:

- Ocho barcos propios: Guadalupe Victoria II, Chicontepec, Burgos, Bicentenario, Tampico, Nuevo Pemex I, Nuevo Pemex IV y Lázaro Cárdenas II; en mantenimiento estuvieron dos: Nuevo Pemex II y Nuevo Pemex III. El buquetanque Lázaro Cárdenas II fue retirado de la operación durante el segundo semestre del año.

- Diez buquetanques estuvieron fuera de servicio por la regla 13 G de MARPOL25: Vicente Guerrero, F.J. Mújica, Chac, 18 de Marzo, Sebastián

25.Extiende la normatividad a buques de tamaño inferior a 5,000 toneladas de peso muerto; equipara a buques petroleros de crudo que lleven productos como combustible pesado, aceites lubricantes, etc.; adelanta las fechas de prohibición para la navegación de barcos de casco sencillo; establece las inspecciones especiales para la verificación del estado de los buques. Esta regla no afecta a los buques petroleros de doble casco que cumplan MARPOL.


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Lerdo de Tejada, Independencia, Tolteca, Quetzalcóatl, Bacab y Lázaro Cárdenas II, retirado este último en el segundo semestre del año. Los 7 primeros están en proceso de análisis y actualización de documentación a fin de celebrar las licitaciones correspondientes para su desincorporación.

- Cuatro buquetanques fletados: Angimar, Tulum, Hércules y Overseas Sifnos (sustituye al Lázaro Cárdenas II).

- Siete arrendados a casco desnudo: Faja de Oro II, Potrero del Llano II, Choapas II, Amatlán II, Tajín, El Pípila e Insurgentes.

El Sistema Nacional de Ductos observó un porcentaje de utilización de 61.4% durante 2009, ligeramente mayor respecto de 2008. Por su parte, el Sistema de Ductos Golfo presentó la mayor utilización con 115.2%, debido a la utilización de mejorador de flujo en el poliducto Tuxpan-Azcapotzalco de 24”; en tanto que la menor utilización correspondió a Ductos Centro con 54.3%. No obstante, en cualquiera de los casos se cubrió la demanda de la zona.

Es importante resaltar que, a pesar de tener una utilización de capacidad de diseño de 61.4% global para 2009 en el Sistema Nacional de Ductos de Pemex-Refinación, el cumplimiento del volumen programado fue 97% en oleoductos y 93.2% en poliductos.

6.4 Modernización del proceso comercial

Petróleos Mexicanos, en 2009, continuó sus actividades de modernización comercial a fin de mejorar la calidad del servicio que brinda a los clientes y dar certidumbre a la comercialización de combustibles y petroquímicos.

Pemex-Gas y Petroquímica Básica trabaja en los aspectos siguientes: desarrolla el esquema comercial de gas licuado ante el nuevo entorno regulatorio; y la diversificación del portafolio comercial de importación/exportación de gas natural.

- Esquema comercial de gas licuado ante el nuevo entorno regulatorio. A diciembre de 2009 continuaba pendiente la aprobación por parte de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) de los Términos y Condiciones de Ventas de Primera Mano de gas licuado. Por lo que respecta a la Directiva de Precios, el 22 de septiembre de 2009, se publicó el nuevo Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del


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Petróleo, que modifica el concepto de venta de primera mano; por tal motivo la CRE emitirá las modificaciones a la Directiva de Precios que incluya al producto de importación. Finalmente, en noviembre de 2009, la CRE publicó la resolución que establece un nuevo plazo y los requerimientos adicionales para la entrega de los modelos de tarifas de terminales de gas licuado.

- Diversificación del portafolio comercial de importación/exportación de gas natural. Con relación a esta actividad, en 2009, se obtuvieron descuentos significativos para el organismo subsidiario, mediante la firma de contratos de largo plazo para la temporada invernal con la CFE y para las importaciones logísticas. Asimismo, se encuentran en revisión los contratos con la compañía Total Gas & Power North America para optimizar la capacidad de transporte y almacenamiento internacional. Posteriormente iniciará el proceso de entrenamiento del personal del organismo subsidiario en las oficinas de esa compañía en Houston, Texas. Por otra parte, se negoció un nuevo contrato swap con una estructura de precios que permite a Pemex-Gas y Petroquímica Básica mantener las bases firmes tanto en bidweek como en aftermarket.

En Pemex-Refinación la iniciativa de crecimiento de estaciones de servicio propias se reorientó debido a restricciones presupuestales. Sin embargo, se planea utilizar las actuales estaciones de servicio propiedad del organismo subsidiario para la capacitación y aplicación de pruebas piloto de nuevos modelos operativos, comerciales y administrativos, enfocados al mejoramiento de la Franquicia Pemex.

Como parte de las acciones para modernizar el proceso comercial de Pemex-Refinación se tiene el propósito de mejorar la relación comercial con las estaciones de servicio. La Franquicia Pemex, constituida en 1992, ha permitido acercar los productos de la marca Pemex al consumidor final en todo el país bajo un régimen homologado de precios de venta al público, calidad y de imagen institucional, así como de cumplimiento en el suministro y abasto oportuno. Parte de esta estrategia es el crecimiento de la red de estaciones de servicio que en los últimos diez años muestra un aumento de 85.8% al pasar de 4,738 estaciones en 2000 a 8,803 en 2009.

- Las estaciones de servicio adheridas al programa son distinguidas mediante el emblema “Cualli”, de tal manera que el público consumidor


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pueda identificar a dichas estaciones de servicio del resto de la franquicia. Los elementos que se aplican en las estaciones de servicio, de acuerdo con la nueva imagen denominada “Pemex Cualli” son: dispensarios certificados, controles volumétricos y aceptación de pagos por medios electrónicos.

- Con relación al avance en la firma de nuevos instrumentos contractuales para distinguir a los franquiciatarios con el distintivo “Cualli”, al 31 de diciembre de 2009, se contaba con 8,803 estaciones de servicio de venta al público, de las cuales 7,376 estaban incorporadas al programa “Cualli” y 1,427 aún no lo habían hecho, lo que significa un avance en el programa de 83.8%, cantidad que supera la meta establecida al 31 de diciembre de 2009 de incorporar al esquema Cualli 81% de las estaciones de servicio.

Pemex-Petroquímica desarrolló varias estrategias principalmente en tres direcciones: ser proveedor confiable, adoptar prácticas comerciales competitivas y, mantener presencia y apertura en mercados internacionales.

- Ser proveedor confiable. En la instrumentación de esta estrategia se obtuvieron avances significativos en la mejora de la cadena de suministro debido a: la aplicación de planes de optimización de inventarios; la sistematización del modelo de punto de abastecimiento para la logística del polietileno hacia centros embarcadores autorizados; mayor flexibilidad en el suministro de amoniaco por medio de la contratación de dos buquetanques para el servicio de cabotaje en la costa del Pacífico; y se gestionó la capacidad de almacenamiento para asegurar la recepción y entrega oportuna de nafta importada y de otros productos.

- Adoptar prácticas comerciales competitivas. A fin de facilitar la relación comercial con los clientes se incorporaron al marco normativo del organismo subsidiario prácticas cada vez más competitivas, entre las que destacan: la diferenciación entre el incumplimiento y el retraso en el pago de los clientes, a fin de evitar la suspensión del suministro por causa injustificada; disposiciones relativas a las facturas con vencimiento en días inhábiles; y uso de contratos comerciales elaborados por sistema y sancionados en forma electrónica. Lo anterior permitió reducir los tiempos de respuesta ante los requerimientos de los clientes, facilitó los procesos de suministro y pago, así como el cierre oportuno de las operaciones de venta.


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Se instrumentaron estrategias de precios para reactivar la venta de amoniaco, tolueno, xileno; cloruro de vinilo, óxido de etileno, glicoles y polietilenos, en donde destaca que la comercialización de 70% del volumen de polietilenos se llevó a cabo en centros de embarque autorizados. Continuó la modernización del registro, emisión y control de resultados en los certificados de calidad de productos líquidos, disponible en diferentes puntos de venta.

- Mantener la presencia y apertura en mercados internacionales. En 2009, el volumen de exportaciones de productos petroquímicos aumentó 26.4% con relación al año previo, en particular de etileno y de polietileno de alta densidad, desde las plantas de Asahi y Mitsui, ubicadas en el Complejo Petroquímico Morelos. Por su parte, la importaciones de productos petroquímicos también mostraron un incremento importante equivalente a 53.9%, fundamentalmente para hacer frente a los mercados de amoniaco, metanol y solventes. Ante esta situación, el organismo subsidiario avanza en las negociaciones en estos mercados para convenir esquemas de importación que propicien mejores resultados económicos. En 2009 se logró convenir esquemas de importación de nafta bajo este esquema.

6.5 Combate al mercado ilícito de combustibles

En 2009, Petróleos Mexicanos llevó a cabo acciones con el propósito de minimizar las pérdidas de hidrocarburos por actos ilícitos, así como el riesgo a personas, instalaciones y medio ambiente asociados a ellos.

Se identificaron y clausuraron 439 tomas clandestinas en el Sistema Nacional de Ductos de Pemex-Refinación, con el apoyo de la Secretaría de la Defensa Nacional y la Secretaría de Marina. Por entidad federativa, se localizaron 113 tomas clandestinas en Veracruz, 66 en Nuevo León, 57 en el estado de México y 31 en Tamaulipas. Se estima que el volumen de producto sustraído ilícitamente fue 3,078,363 barriles, menor en 1,906,208 barriles al del año previo. Las principales acciones que hicieron posible lo anterior fueron:

- Verificación de integridad de los ductos en 4,687 kilómetros (3,655 kilómetros de poliductos y 1,032 kilómetros de oleoductos), cantidad que significó un cumplimiento de 96% de la meta programada.


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- Presentación de 58 denuncias por robo de hidrocarburos derivadas del cumplimiento del programa de evaluaciones técnico-operativas a centros de trabajo de Pemex-Refinación y del análisis táctico de la información disponible.

La información procede de laboratorios móviles, del control volumétrico de estaciones de servicio, del Sistema Integral de Monitoreo y Control de Terminales (SIMCOT), Sistema Satelital de Rastreo de Autotanques, del Circuito Cerrado de Televisión y Sistemas de Medición en Línea, y se compara con la contenida en sistemas institucionales, tales como: Sistema Integral de Información Comercial, Sistema Integral de Transferencia de Custodia, Sistema Integral de Producción, Base de Datos de Refinación, Sistema Integral de Operaciones Marítimas y Portuarias, y el Sistema Cartográfico GEOMAP.

Derivado de 106 evaluaciones técnico operativas en centros de trabajo de Pemex-Refinación se realizaron 3,548 recomendaciones de operación, mantenimiento y seguridad en el manejo de productos, de las cuales se atendieron sólo 2,138 al cierre de diciembre de 2009 debido a requerimientos presupuestales. El rastreo satelital de autotanques hizo posible detectar y fincar responsabilidades en 25 casos de desvíos de ruta.

Veracruz

Estado de México

Nuevo León Tamaulipas

Otras entidades

federativas

Tomas clandestinas en Pemex-Refinación, 2009

(número)

Total: 439 tomas

113

172

3166

57

Fuente: Dirección Corporativa de Administración.


139

- En 19,150 visitas a estaciones de servicio con laboratorios móviles, para inspeccionar la calidad y cantidad de combustible despachado, se identificaron 34 con producto fuera de especificación. Como resultado de 301 operativos denominados usuario simulado, se reportaron 90 estaciones a la PROFECO por no despachar litros completos.

6.6 Comercio internacional

En 2009, el saldo de la balanza comercial de la industria petrolera paraestatal ascendió a 16,509 millones de dólares, 36.7% menor al registrado en 2008. Lo anterior fue resultado principalmente de menores volúmenes exportados de petróleo crudo y gas natural, así como del comportamiento de los precios de la mezcla mexicana de crudo y del gas natural en los mercados internacionales de referencia. Esta situación no fue compensada por la reducción en el déficit comercial que observaron los petrolíferos (7,717.1 millones de dólares) y el gas natural (578 millones de dólares) con relación a 2008. Sólo el comercio exterior de petroquímicos pasó de un superávit de 190.9 millones de dólares en 2008, a un déficit comercial de 16.2 millones de dólares en 2009.

Comercio exterior


2009-2008 Saldo (millones de dólares) 25,643.4 26,069.2 16,509.0 -36.7

Exportaciones 42,581.6 49,543.3 30,615.0 -38.2 Petróleo crudo 37,937.5 43,341.5 25,693.2 -40.7 Gas natural 350.5 316.3 103.5 -67.3 Petrolíferos 4,051.5 5,536.8 4,671.0 -15.6 Petroquímicos 242.1 348.6 147.3 -57.7

Importaciones 16,938.2 23,474.1 14,106.1 -39.9 Gas natural 995.7 1,423.6 632.8 -55.5 Petrolíferos 15,797.5 21,892.8 13,309.8 -39.2 Petroquímicos 145.0 157.7 163.5 3.7

Volumen (miles de barriles diarios) Exportaciones

Petróleo crudo 1,686.2 1,403.4 1,225.4 -12.7 Gas natural (MMpcd) 138.7 107.4 66.5 -38.1 Petrolíferos 179.7 192.0 243.9 27.0 Petroquímicos (Mt) 692.6 586.6 741.3 26.4

Importaciones Gas natural (MMpcd) 385.6 447.1 422.0 -5.6 Petrolíferos y gas licuado 494.6 552.5 519.3 -6.0 Petroquímicos (Mt) 270.0 249.8 384.5 53.9

Nota: La suma de los parciales puede no coincidir con el total debido al redondeo de las cifras. Fuente: Base de Datos Institucional.


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Crudo

En 2009, el ingreso de divisas por exportaciones de crudo ascendió a 25,693.2 millones de dólares, 40.7% menor con relación al año previo. Este comportamiento provino de la caída en la cotización de la mezcla mexicana de crudo en el mercado petrolero internacional que pasó de 84.38 dólares por barril en 2008 a 57.44 dólares por barril en 2009. Por tipo de crudo, 21,920.9 millones de dólares correspondieron a crudo Maya, 3,444.9 millones a crudo Olmeca y 327.4 millones a crudo Istmo.

- El volumen exportado de petróleo crudo promedió 1,225.4 miles de barriles diarios, cantidad que significó una reducción de 178 miles de barriles diarios (12.7%) si se compara con la cantidad exportada en 2008. La participación del crudo tipo Maya en la mezcla mexicana de exportación fue 87.1% del volumen total, 2 puntos porcentuales menos que el año previo; el crudo Olmeca aportó 11.7% y Istmo 1.2%. El Olmeca fue el único que incrementó su exportación al registrar 10.7% más que el reportado en 2008.

Del volumen exportado de crudo 85.9% se destinó a Estados Unidos, lo que representó un aumento de 4.5 puntos porcentuales respecto a 2008; a Europa se envió 8.5% de las exportaciones, principalmente a España y Holanda; a Canadá y Antillas Holandesas 2.8%; y la proporción restante se destinó a la India.

- Del total de crudo Maya, 87.5% se comercializó en América, 9.3% en Europa y 3.2% en el Lejano Oriente; el Istmo fue 61.3% América y 38.7% Europa; y el Olmeca se exportó en su totalidad a América.


141

Gas seco

En 2009, la balanza comercial de gas natural fue deficitaria en 529.3 millones de dólares, monto que contrasta con el saldo también negativo de 1,107.3 millones de dólares observado en 2008. Este resultado fue consecuencia del menor precio de referencia, de la disminución en las exportaciones de este combustible para dar prioridad al mercado, e importaciones logísticas para cubrir la demanda del norte del país.

- El precio promedio de referencia del gas natural en 2009 de 3.56 dólares por millón de Btu, fue 57.8% menor con relación a 2008. Pese a esta variación, el precio del gas natural fue inferior al del combustóleo tomando en cuenta su poder calórico.

En volumen, la importación de gas natural alcanzó 422 millones de pies cúbicos diarios, 5.6% menor a la realizada el año previo. Las exportaciones realizadas ascendieron a 66.5 millones de pies cúbicos diarios, volumen 38.1% menor al año anterior.

2008 2009

Exportaciones de crudo por destino geográfico


TotalEstados Unidos EuropaOtros América Asia


1,403.4

1,225.4

85.9%

81.4%8.5%5.7%

2.8%

2.5%

2.8%

10.4%


142

Petrolíferos

En 2009, el déficit de la balanza de petrolíferos de 8,638.8 millones de dólares disminuyó 47.2% respecto al año anterior, resultado de menores importaciones de gasolinas y diesel equivalentes a 7,120.7 millones de dólares, principalmente.

- Las ventas externas de petrolíferos, incluyendo gas licuado promediaron 243.9 mil barriles diarios, 27% superiores a las de 2008, sobre todo por mayores ventas de combustóleo. El valor de las exportaciones de estos productos fue 4,671 millones de dólares, con una variación negativa de 15.6% respecto a las de 2008.

- Las importaciones de productos petrolíferos, incluyendo gas licuado, disminuyeron 6% al alcanzar 519.3 miles de barriles diarios. El valor de las importaciones ascendió a 13,309.8 millones de dólares, 39.2% menor al de 2008, debido al menor precio de los petrolíferos registrado en 2009.

385.6

447.1

422.0

138.7

107.4

66.5

2007 2008 2009

Importación

Exportación

Comercio exterior de gas natural




143

Balanza comercial de petrolíferos

C o n c e p t o 2007 2008 2009 Variación (%) 2009/2008

Saldo (millones de dólares) -11,746.0 -16,355.9 -8,638.8 -47.2 Exportaciones 4,051.5 5,536.8 4,671.0 -15.6

Gas licuado 20.7 3.0 13.9 363.3 Gasolinas 42.3 36.0 25.7 -28.6 Turbosina 103.9 258.8 106.4 -58.9 Diesel 1 196.0 268.0 104.8 -60.9 Combustóleo 547.9 1,122.1 2,281.1 103.3 Otros 2 3,140.9 3,849.0 2,139.1 -44.4

Importaciones 15,797.5 21,892.8 13,309.8 -39.2 Gas licuado 1,740.4 2,028.7 1,231.3 -39.3 Gasolinas 10,274.0 13,946.1 8,823.1 -36.7 Diesel 1,960.8 3,378.9 1,381.2 -59.1 Turbosina 122.9 253.2 26.5 -89.5 Combustóleo 385.2 1,158.3 942.9 -18.6 Otros 3 1,314.2 1,127.6 904.8 -19.8

Volumen (miles de barriles diarios) Exportaciones 179.7 192.0 243.9 27.0

Gas licuado 1.0 0.1 1.1 n.s. Gasolinas 3.7 2.5 2.5 0.0 Turbosina 3.4 5.7 4.2 -26.3 Diesel 1 8.8 7.9 4.8 -39.2 Combustóleo 33.6 59.0 121.2 105.4 Otros 2 129.2 116.8 110.1 -5.7

Importaciones 494.6 552.5 519.3 -6.0 Gas licuado 82.9 88.7 80.0 -9.8 Gasolinas 296.1 330.1 318.5 -3.5 Turbosina 3.5 4.9 1.1 -77.6 Diesel 52.7 68.0 47.7 -29.9 Combustóleo 17.0 32.9 39.2 19.1 Otros 3 42.4 27.9 32.7 17.2

Las sumas pueden no coincidir debido a redondeo.1. Incluye diluyente y diluente. 2. Incluye residuo largo y gasolinas naturales (naftas). 3. Incluye gasolinas naturales (naftas), gasóleo de vacío, metil terbutil éter, isobutano, y gasaviones. n.s. no significativo. Fuente: Base de Datos Institucional.


144

Las importaciones de gasolina, durante 2009 fueron 318.5 miles de barriles diarios, 3.5% menores a las del año anterior, resultado de una disminución en la demanda interna de gasolina Pemex Premium debido a su mayor precio. Este volumen representó 40.2% del total de gasolinas comercializadas en el país. Destaca la importación de 113.7 miles de barriles diarios de gasolina regular y 139.1 miles de barriles diarios de gasolina regular con 30 partes por millón (ppm) de azufre, para cumplir con los requerimientos ambientales. El valor de las importaciones de gasolinas totalizó 8,823.1 millones de dólares, 36.7% menor al año previo.

- Si se consideran las gasolinas y el metil terbutil éter (componente para aumentar el octano de las gasolinas), las importaciones ascendieron a 329.1 miles de barriles diarios y 9,170.4 millones de dólares; dicho volumen fue equivalente a 41.6% de las ventas de gasolinas automotrices.

Las importaciones de diesel fueron 47.7 miles de barriles diarios, 29.9% menores al año anterior. Del total, 69.6% correspondió a diesel con 15 ppm de azufre. El monto de las importaciones para este producto ascendió a 1,381.2 millones de dólares, 59.1% inferior a 2008.

De gas licuado se importaron 80 mil barriles diarios, 9.8% menor a las registradas en el año previo, sobre todo por menores compras de propano y la

296.1

330.1

318.52.0

2007 2008 2009

Ingreso de gasolinas al país1



1. No incluye componentes.

Importación

Maquila

298.1

330.1

318.5


145

disminución de la demanda en el mercado interno. El monto de estas operaciones por 1,231.3 millones de dólares fue 39.3% menor al registrado el año previo.

En turbosina se importó 1.1 miles de barriles diarios, 77.6% inferior al de 2008, debido a la reducción en el número de vuelos efectuados en el país por la crisis económica mundial. El monto de esta operación fue 26.5 millones de dólares, 89.5% menos respecto al año previo.

En 2009, las exportaciones de combustóleo aumentaron 105.4% al alcanzar 121.2 miles de barriles diarios, y 2,281.1 millones de dólares. Las de residuo largo ligero fueron 41.2 miles de barriles diarios, volumen 18.4% menor al año anterior y representaron ingresos por 820 millones de dólares, 52.1% menos que en 2008.

El volumen exportado de gasolinas naturales fue 69 mil barriles diarios, cantidad 4.1% mayor a 2008, debido al incremento en la producción. El valor de las operaciones ascendió a 1,319.1 millones de dólares, menor en 38.3% a lo consignado en 2008, se explica por el efecto precio.

Las exportaciones de gas licuado ascendieron a 1.1 miles de barriles diarios, mayor a las del año anterior en un mil barriles diarios, con un valor de 13.9 millones de dólares, monto que contrasta con el observado el año previo de tres millones de dólares.

El volumen exportado de turbosina fue 4.2 miles de barriles diarios, 26.3% menor al reportado el año previo. En valor representó 106.4 millones de dólares, 58.9% menor al de 2008.

Petroquímicos

Las exportaciones de productos petroquímicos fueron 741.3 miles de toneladas, 26.4% superiores a las registradas en 2008. Ello se debió principalmente a la mayor exportación de azufre, etileno, butadieno, polietilenos y glicoles etilénicos.

El monto de las operaciones fue 147.3 millones de dólares, 57.7% menor al de 2008. Del total, las exportaciones de los polietilenos representaron 44.6% al ascender a 65.7 millones de dólares, le siguieron en importancia el etileno con una participación de 36% y el butadieno con 17.9% y, el resto en azufre y glicoles.


146

Las importaciones de petroquímicos se ubicaron en 384.5 miles de toneladas, 53.9% superiores a las de 2008. Esto se explica por una mayor importación de amoniaco, debido a la menor producción nacional de este producto, así como del metanol, tolueno y xilenos, entre otros productos. El valor de las importaciones ascendió a 163.5 millones de dólares, 3.7% superior al de 2008, del cual 24.4% correspondió a metanol.


147

7. Seguridad industrial y protección ambiental

En 2009, Petróleos Mexicanos continuó la implantación del Sistema para la Administración de Seguridad, Salud y Protección Ambiental (Sistema PEMEX-SSPA) para la administración y atención de riesgos, así como para la prevención y protección del medio ambiente bajo estándares internacionales.

El objetivo es la transformación de la cultura organizacional, lo que permite lograr mejoras en los principales indicadores de accidentalidad, reducción en la gravedad de los mismos, y ubica a Petróleos Mexicanos en niveles comparables a los de cualquier empresa petrolera en el mundo que sea reconocida por realizar las mejores prácticas en la materia. El equipo de liderazgo directivo del SSPA26 lleva a cabo la revisión del desempeño en la implantación del sistema y da seguimiento a los temas críticos de accidentalidad del personal de Petróleos Mexicanos y de sus contratistas.

El Sistema PEMEX-SSPA se basa en las 12 Mejores Prácticas Internacionales y tres Subsistemas: Administración de Seguridad de los Procesos (SASP), Administración de Salud en el Trabajo (SAST) y Administración Ambiental (SAA).

Mejores prácticas internacionales

1. Compromiso visible y demostrado 7. Papel de la función SSPA2. Política de SSPA 8. Auditorías efectivas3. Responsabilidad de la línea de mando 9. Investigación y análisis de incidentes 4. Organización estructurada 10. Capacitación y entrenamiento

continuo 5. Metas y objetivos agresivos 11. Comunicaciones efectivas 6. Altos estándares de desempeño 12. Motivación progresiva

Los avances en la consolidación de cada uno de los subsistemas se muestran a continuación:

Subsistema de Administración de Seguridad de los Procesos (SASP).

En el Corporativo de Petróleos Mexicanos se formalizó el Subequipo de Liderazgo Directivo de Seguridad de los Procesos. 26. Este equipo está coordinado por los directores generales de Petróleos Mexicanos y de los organismos subsidiarios, y por los directores de las áreas corporativas.


148

- Se llevó a cabo el desarrollo documental del cálculo de los indicadores de resultados en la implantación del subsistema.

- Se efectuó la identificación de las guías y procedimientos aplicados en los organismos subsidiarios de los elementos: tecnología del proceso; análisis de riesgos de proceso; administración del cambio de tecnología; entrenamiento y desempeño; e integridad mecánica.

- Se realizó la elaboración de diez guías técnicas corporativas y dos lineamientos para la atención de 12 elementos del SASP, y el informe de indicadores de resultados.

Con el objeto de llevar a cabo un seguimiento mensual al proceso de implantación, se definieron dos tipos de indicadores de desempeño:

- Resultados. Fugas de líquido, fugas de gas, conatos de incendios. Estos indicadores están orientados principalmente a la medición de incidentes ocurridos.

- Preventivos. Riesgos de integridad mecánica, emplazamientos e inspecciones vencidas y equipos de seguridad en falla. Estos indicadores tienen el propósito de reflejar el potencial de ocurrencia de alguno de los incidentes planteados en los indicadores de resultados.

Con la participación de los organismos subsidiarios y el Corporativo de Petróleos Mexicanos se actualizaron las guías corporativas de los 14 elementos del SASP. Para determinar el grado de madurez de la implantación del SASP, continúa en desarrollo la autoevaluación a nivel centro de trabajo

Subsistema de Administración de Salud en el Trabajo (SAST).

Los trabajos desarrollados para dar continuidad a la implantación del SAST, en 2009, llevaron al establecimiento de la organización estructurada en todas las áreas de Petróleos Mexicanos, se ejecutó la autoevaluación y se elaboraron programas de acciones de mejora. Los resultados de la autoevaluación en conjunto, ubicaron a la industria petrolera paraestatal en el nivel 1 del subsistema relacionado con el nivel de consciencia; asimismo, destaca el cumplimiento de acciones descriptivas del nivel 2 y 3 en algunos de los 14 elementos.

Para el desarrollo de la función se definieron las estrategias de trabajo siguientes:


149

a) Promover la formación de profesionales en las especialidades que conforman la estructura básica de la salud en el trabajo, relativas a la administración de servicios multidisciplinarios, higiene industrial, ergonomía y psicología del trabajo.

b) Promover la emisión de los Lineamientos para la Organización y Funcionamiento de los Servicios Multidisciplinarios de Salud en el Trabajo.

c) Promover la creación de estructuras homologadas para la atención de la salud en el trabajo y establecer estrategias de implantación del SAST.

En atención a la Norma Oficial Mexicana NOM-030-STPS-2006, que establece la obligación de conformar servicios de seguridad y salud en el trabajo en todos los centros laborales, los cuales pueden estar conformados con recursos propios, externos o mixtos; así como a las acciones descriptivas de nivel 2 del SAST, el Grupo Coordinador Central de Salud en el Trabajo inició la formación de administradores de los servicios multidisciplinarios de salud en el trabajo. De acuerdo con el perfil que se definió para esta figura, sus responsabilidades principales consisten en: elaborar el diagnóstico de salud en el trabajo del centro a su cargo, jerarquizar la problemática, elaborar el programa de salud en el trabajo correspondiente, vigilar su desarrollo y, definir y administrar el tipo de servicios externos que deban ser contratados.

- En 2009 se firmó un convenio específico con la Facultad de Medicina de la UNAM, y en forma conjunta se diseñó un proyecto para la formación de administradores de servicios de salud en el trabajo, consistente en cinco diplomados modulares e integrales, que completan los créditos necesarios para la obtención del grado de maestría y de la cédula profesional correspondiente. En el primer diplomado, con duración de 300 horas en aula, de tiempo completo, se contó con una participación de 98 alumnos inscritos, pertenecientes a los cuatro organismos subsidiarios y áreas Corporativas de servicio.

Subsistema de Administración Ambiental (SAA).

Como parte de las actividades realizadas se tuvieron los siguientes avances:

En Pemex-Exploración y Producción se capacitó a integrantes de dos subequipos, una coordinación y cuatro subdirecciones. En Pemex-Refinación se formalizó y capacitó el subequipo de liderazgo y se formaron agentes multiplicadores de tres subdirecciones. En Pemex-Gas y Petroquímica Básica


150

se formalizaron y capacitaron a subequipos de dos centros procesadores de gas y de una subdirección.

7.1 Implantación del sistema Pemex-SSPA

Frecuencia de accidentes

En 2009, Petróleos Mexicanos registró el mejor índice de frecuencia de accidentes de su historia, 0.42 accidentes por millón de horas-hombre laboradas, indicador por debajo del comparativo internacional de 0.50 accidentes y 10.6% menor al alcanzado por la industria petrolera nacional en 2008. Cabe destacar que desde la implantación del sistema PEMEX-SSPA, en 2006 al cierre de 2009, el indicador de frecuencia ha descendido 37%.

Por organismo subsidiario Pemex-Gas y Petroquímica Básica redujo 81.1% la frecuencia de accidentes respecto a 2008, Pemex-Petroquímica 43.8% y Pemex-Exploración y Producción 2.7%; mientras que Pemex-Refinación aumentó su índice 33.3%. Cabe señalar que el cálculo de este indicador es de uso generalizado en la industria petrolera internacional.

0.740.72

0.24

0.32

0.53

0.10

0.80

0.45

0.47

0.42

2008 2009

Pemex-Exploración y Producción Pemex-Refinación

Pemex-Gas y Petroquímica Básica Pemex-Petroquímica



Índice de frecuencia

(accidentes por millón de horas-hombre laboradas)


151

En Pemex-Exploración y Producción, el índice de frecuencia se situó en 0.72 accidentes por millón de horas-hombre laboradas, 2.7% menos respecto a 2008. El resultado proviene de corregir prácticas y condiciones por debajo de los estándares mediante las acciones siguientes:

- Reforzar la aplicación de la guía de supervisión segura y eficiente basada en el Subsistema de Administración de Salud en el Trabajo, Sistemas de Permiso para Trabajo con Riesgo, Auditorías Efectivas y Disciplina Operativa; y la guía de motivación progresiva para reorientar conductas y otorgar estímulos.

- Agilizar la implantación de la administración de la seguridad en los procesos, identificar categorías y operaciones críticas e implantar el modelo de capacitación integral dirigido y homologado.

- Trabajar en forma permanente en el desarrollo de la cultura de seguridad del personal, que les permita adquirir mayores conocimientos, reorientar su actitud y comportamiento por medio de la capacitación, auditorías efectivas y reconocimiento al buen desempeño en la materia.

- Auditar que la línea de mando cumpla con las responsabilidades previstas en el Sistema PEMEX-SSPA, así como aplicar en campo la Administración de la Seguridad en los Procesos con el apoyo de especialistas.

1.16 1.14

0.85

1.71

0.67

0.61 0.84 0.85 0.88 0.880.63

0.49

I II III IV I II III IV I II III IV

Índice de frecuencia de accidentes



tendencia


2007 2008 2009


152

En los activos integrales y exploratorios se implantaron acciones específicas para prevenir eventos indeseables, tales como fortalecer la selección de personal operativo; integrar brigadas para reforzar actitudes preventivas; reducir condiciones inseguras mediante mecanismos de identificación, seguimiento y corrección de anomalías; y la elaboración de alertas de seguridad para difundir incidentes, así como reforzar pláticas preventivas en las instalaciones.

En la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos, se integraron y fortalecieron equipos de trabajo (cuadrillas operativas); destacan la disponibilidad y funcionalidad de equipos y herramientas utilizados; así como la disponibilidad y práctica de procedimientos seguros.

En Pemex-Refinación el índice de frecuencia fue 0.32 accidentes por millón de horas-hombre laboradas, 33.3% mayor al obtenido por el organismo subsidiario en 2008; variación por la que se desarrollan las acciones siguientes:

- Intensificar la capacitación de los empleados de todos los centros de trabajo sobre los temas relativos a la implantación de los subsistemas que integran el Sistema PEMEX-SSPA.

- Se evalúa el nivel alcanzado en la implantación del Sistema PEMEX-SSPA y de las doce mejores prácticas, en las áreas de producción, almacenamiento, reparto y distribución.

0.21

0.32

0.22

0.320.29

0.210.27

0.20

0.14

0.46

0.24

0.43



Pemex-Refinación


tendencia


2007 2008 2009


153

- Continúa la realización de auditorías efectivas en centros de trabajo para elevar los estándares del Sistema PEMEX-SSPA y la evaluación de actos inseguros del personal operativo, relativos al equipo de protección personal, la aplicación de procedimientos y uso de herramientas y equipos, debido a que son la fuente de accidentes.

En Pemex-Gas y Petroquímica Básica el índice de frecuencia se ubicó en 0.10 accidentes por millón de horas-hombre laboradas, 81.1% menos respecto al año previo. Continúan las acciones, que recuperen los niveles de seguridad, salud y protección ambiental que han distinguido a Pemex-Gas y Petroquímica Básica, tales como:

- Difusión del programa Casco Amarillo al personal con antigüedad menor a dos años, con la finalidad de prevenir incidentes por riesgos ocupacionales.

- La capacitación y planes de profesionalización para el cierre de brechas en competencias conductuales y técnicas en seguridad, salud y protección ambiental.

- Pláticas del Reglamento de Seguridad e Higiene de Petróleos Mexicanos, que aumenten la disciplina operativa en los centros de trabajo.

- Se atienden las recomendaciones de las auditorías de ASIPA, las cuales se integran al módulo SAPAM (Audit-Management) para su seguimiento.

0.00 0.14 0.00

0.26 0.290.40 0.41

0.98

0.000.13

0.27

0.00




(accidente por millón de horas-hombre laboradas)

tendencia


2007 2008 2009


154

- Se planeó el registro de los centros de trabajo en el Programa de Autogestión en Seguridad y Salud en el Trabajo, con el propósito de obtener el reconocimiento Empresa Segura.

- Continuaron la campaña para evitar accidentes de tránsito y las visitas a los centros de trabajo, por parte de las Comisiones Locales Mixtas de Seguridad e Higiene Industrial (CLMSH), a partir de las cuales se atienden recomendaciones por riesgo: de condición peligrosa, condición insegura alta, condición insegura regular y condición insegura mínima.

En Pemex-Petroquímica el índice de frecuencia fue 0.45 accidentes por millón de horas-hombre laboradas, 43.8% inferior respecto a 2008. Pemex-Petroquímica mejora sus índices de accidentalidad mediante las acciones siguientes:

- Realización de auditorías (tipo efectivas y cruzadas) en los complejos petroquímicos, con la participación del Equipo de Liderazgo de la Subdirección de Operaciones y representantes de las secciones sindicales de cada centro de trabajo, que permiten intercambiar buenas prácticas, identificar actos y condiciones inseguras, así como evaluar el comportamiento del personal del centro y del contratista.

0.24

0.830.61

0.24

0.36 0.57 0.46

1.77

0.35

0.97

0.340.11



Pemex-Petroquímica


tendencia


2007 2008 2009


155

- Se promueve entre el personal la protección de las manos y el uso obligatorio de guantes. En 2009 se capacitó en el programa SSPA a 1,796 trabajadores sindicalizados y no sindicalizados, de un total de 2,210 trabajadores en todos los centros de trabajo.

- Continúa la implantación de los subsistemas Administración de Seguridad de los Procesos (SASP), Administración Ambiental (SAA) y Administración de Salud en el Trabajo (SAST).

- Se estableció un plan para reducir accidentes, el cual incluye un promotor de la seguridad, reuniones de inicio de jornada por línea de mando; pláticas motivacionales al personal, análisis de accidentes con participación conjunta de las áreas de recursos humanos, servicios médicos, sindicato, operación, mantenimiento y seguridad, así como el reconocimiento al personal con mejores acciones y resultados en la materia.

Contratistas de Petróleos Mexicanos. La implantación del Sistema PEMEX-SSPA se amplió a los contratistas, que en 2009 presentaron un índice de frecuencia de 0.50 accidentes, 33.3% menos que el registrado el año anterior.

Gravedad de accidentes

En 2009, Petróleos Mexicanos redujo 3.7% el índice de gravedad de accidentes en sus operaciones al registrar 26 días perdidos por millón de horas-hombre laboradas. Pemex-Gas y Petroquímica Básica presentó una variación favorable, Pemex-Refinación tuvo un desempeño igual al de 2008, mientras el comportamiento del índice de gravedad de accidentes de Pemex-Petroquímica y el de Pemex-Exploración y Producción fue desfavorable.

Índice de gravedad de accidentes

(días perdidos por millón de horas-hombre laboradas)

Año PEMEX PEP PR PGPB PPQ

2008 27 41 17 44 43

2009 26 44 17 13 31

Variación % -3.7 7.3 0.0 -70.5 27.9



156

7.2 Protección Ambiental

El desempeño ambiental en 2009 muestra resultados favorables a solo dos años de la puesta en marcha de los cuatro ejes de acción en la materia:

- Captura de oportunidades operativas: mejorar el desempeño ambiental operativo.

- Sustentabilidad de las inversiones: mejorar la viabilidad socio ambiental que facilite el desempeño del sector petrolero.

- Responsabilidad ambiental comunitaria: establecer vínculos de corresponsabilidad con los actores locales.

- Cambio climático: reducción de la huella de carbono de la oferta de energía.

Emisiones al aire

En 2009, las emisiones al aire27 de Petróleos Mexicanos totalizaron 1,005.5 miles de toneladas, 10.6% menos que en el año anterior. Por tipo de emisión, los óxidos de azufre (SOx) representaron 82.7% del total de las emisiones, los óxidos de nitrógeno (NOx) 10.7%, los compuestos orgánicos volátiles (COV’s) 4.6% y las partículas suspendidas totales (PST) 2.0%.

Emisiones al aire


Compuesto 2008 2009 Variación %

Óxido de azufre (SOx) 946.2 831.1 -12.2

Óxidos de nitrógeno (NOx) 108.5 108.0 -0.5

Compuestos orgánicos volátiles (COV´s) 50.4 45.9 -9.0

Partículas suspendidas totales 19.5 20.5 5.3

Total 1,124.6 1,005.5 -10.6 Fuente: Dirección Corporativa de Operaciones.

Todos los compuestos arrojan resultados favorables con respecto a 2008, salvo el relativo a las partículas suspendidas totales que muestran un aumento de 5.3% variación equivalente a mil toneladas en el año.

27. Las emisiones al aire que contabiliza Petróleos Mexicanos están conformadas por óxidos de azufre (SOx: SO2 y SO3), óxidos de nitrógeno (NOx: NO y NO2) y compuestos orgánicos volátiles (COV’s). Dichas emisiones se estiman con base en los factores AP-42 de la Environmental Protection Agency (EPA) de Estados Unidos. El bióxido de carbono (CO2) se contabiliza por separado por ser gas de efecto invernadero.


157

Pemex-Exploración y Producción contribuyó con 61.5% (511.3 miles de toneladas) de las emisiones SOx. El Activo Integral Cantarell aportó 82.5% de este tipo de contaminante del total del organismo subsidiario. Cabe destacar que las emisiones de este compuesto por parte del organismo subsidiario disminuyeron 10% con respecto a 2008, debido principalmente a la reinyección de gas amargo con alto contenido de nitrógeno y a la reducción de su quema en el Activo Integral Cantarell a partir de diciembre de 2008. En cuanto a las emisiones de NOx contribuyó con 55.5% del total de las emisiones de Petróleos Mexicanos, cantidad similar a la del año previo, de COV’s su participación fue 24.3% y de PST de 5.8%.

En Pemex-Refinación las emisiones de SOx, representaron 34.4% (285.7 miles de toneladas) de las emisiones totales y fueron 4.4% menores a 2008 debido al aumento en la recuperación de azufre en las refinerías de Tula, Salamanca, Cadereyta y Madero. El total de las emisiones al aire del organismo subsidiario disminuyeron 3.7% (15 mil toneladas) respecto a las registradas en 2008 por la causa antes mencionada.

Pemex-Gas y Petroquímica Básica aportó 4.1% (33.7 miles de toneladas) de las emisiones totales SOx en Petróleos Mexicanos. El total de las emisiones al aire en 2009 fueron 0.2% (96 toneladas) inferiores a las del año previo. En los complejos procesadores de gas, las emisiones de las plantas recuperadoras de azufre promediaron 39 kilogramos de bióxido de azufre por tonelada de azufre procesada al mes.

- Las emisiones de SOx en los complejos procesadores de gas Nuevo Pemex, Ciudad Pemex, Arenque, La Cangrejera y Poza Rica se ubicaron dentro del límite establecido en la NOM-137-SEMARNAT-2003 relativa a las emisiones de compuestos de azufre.

- En el Complejo Procesador de Gas Cactus, las emisiones quedaron ligeramente por encima de los límites normativos debido al agotamiento de los catalizadores de las plantas recuperadoras de azufre.

- En el Complejo Procesador de Gas Matapionche, cuyas emisiones sobrepasaron la norma, se realizó un ajuste operativo en la planta No. 2 que permitió disminuir las emisiones de 314.4 a 194.5 kilogramos de SO2/tonelada de azufre procesado si se compara 2009 con el año previo. Para el cumplimiento integral de la normatividad en esta materia se


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determinó la modernización de la planta recuperadora de azufre No. 2, cuya ingeniería básica ampliada se realizó en 2009.

La participación de Pemex-Petroquímica en la emisión de contaminantes al aire es poco significativa (0.1%) debido a las características de sus procesos de producción. Sin embargo, las acciones implantadas por el organismo subsidiario muestran una disminución de 8.9% en la emisión de contaminantes al aire con relación a 2008, en particular de SOx y NOx cuya baja fue de 7.7% (658 toneladas en el año).

Uso de agua

Durante 2009, el uso de agua fresca disminuyó 3.9% respecto al año previo, principalmente por su mayor reuso en las actividades de refinación. Las descargas de contaminantes al agua28 aumentaron 33.7% al alcanzar 3,542 toneladas, esta variación se debió al cambio de operación de los tanques de almacenamiento de crudo a tanques deshidratadores en Pemex-Exploración y Producción, lo que incrementó la descarga de grasas, aceites y sólidos suspendidos; además de una mayor carga de contaminantes en las refinerías y complejos petroquímicos.

Uso de agua

(millones de metros cúbicos) Compuesto 2008 2009 Variación %

Uso de agua fresca 188.0 180.7 -3.9

Descargas al agua (ton) 2,650 3,542 33.7

Reuso de agua 8.5 9.2 8.2 Fuente: Dirección Corporativa de Operaciones.

- Pemex-Refinación utilizó 1.89 metros cúbicos de agua por tonelada de crudo procesado, 4.1% menos que en 2008.

- El consumo de agua en Pemex-Gas y Petroquímica Básica fue 3,451 miles de metros cúbicos mensuales, 94.7% del cual se realizó en complejos procesadores de gas y 5.3% en otras instalaciones.

- Pemex-Petroquímica redujo 3.5% el uso de agua debido a la rehabilitación de torres de enfriamiento y mejoras en el tratamiento de agua de enfriamiento, debido a la incorporación de tecnología de punta en

28. Las descargas de contaminantes al agua están conformadas por sólidos suspendidos totales, grasas y aceites, nitrógeno total, metales pesados y otros compuestos orgánicos.


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los complejos petroquímicos Morelos, La Cangrejera, Pajaritos y Cosoleacaque.

En 2009, el agua congénita que se generó en las actividades de producción, fue 32,619 metros cúbicos diarios, de la cual 80.7% (26,318 metros cúbicos diarios) se dispuso mediante su inyección a pozos; la diferencia se descargó al mar previo tratamiento.

Residuos peligrosos

El inventario de residuos peligrosos disminuyó 14.9%, respecto al cierre de 2008, al ubicarse en 42.3 miles de toneladas resultado de la generación de 81.6 miles de toneladas y la disposición de 89 mil toneladas.

- Los principales residuos dispuestos fueron lodos aceitosos, clorohidrocarburos pesados y sosas gastadas. Destaca la disposición de 11 mil toneladas de clorohidrocarburos pesados del Complejo Petroquímico Pajaritos.

Pasivo ambiental

En 2009 se incorporaron 358 hectáreas al pasivo de suelos contaminados declarado ante la SEC, 209 por ajuste del inventario de Pemex-Refinación y 149 por nuevas afectaciones de Pemex-Exploración y Producción; por otra parte se liberaron 435 hectáreas en Pemex-Refinación, 44.3 hectáreas de Pemex-Exploración y Producción por remediaciones en la Región Norte y 2.5 hectáreas del pasivo de Pemex-Gas y Petroquímica Básica en el Complejo Procesador de Gas Cactus. El inventario de cierre de 2009 fue 1,140 hectáreas, 10.2% menos de los pasivos declarados un año antes.

- En los complejos procesadores de gas, al cierre del año estaban en desarrollo los trabajos siguientes: remediación ambiental en Reynosa, que se encontraba en la cuarta etapa de cinco previstas; el tratamiento de suelos contaminados por hidrocarburos en La Venta, donde destaca la construcción de celdas para confinar hidrocarburos y la extracción de 15.3 miles de metros cúbicos de superficie contaminada para su remediación; el estudio de caracterización del suelo en Ciudad Pemex; así como la remediación del suelo y subsuelo en Arenque, del cual está pendiente la entrega del informe final para la liberación del pasivo.


160

- En Pemex-Refinación destacan los trabajos de remediación de 33 hectáreas de la ex refinería de Azcapotzalco, que formarán parte del Parque Bicentenario.

- En Pemex-Petroquímica el único sitio con pasivo ambiental se encuentra en el Complejo Petroquímico Pajaritos. La concentración máxima de dicloroetano en el mes de diciembre fue de 38 ppm frente a 550 ppm en 2008.

Pemex-Exploración y Producción cerró 2009 con un inventario de 315 presas con trabajos de restauración pendientes. En el año se incorporaron 442 presas nuevas y 163 se restauraron.

Fugas y derrames

Petróleos Mexicanos, durante 2009, registró 216 fugas y derrames, 34.3% menos que en al año anterior, equivalentes a 7,033 toneladas, frente a 1,970 toneladas en el año anterior. Los incidentes principales fueron dos derrames, que tuvieron lugar en un oleoducto de Cunduacán y en instalaciones de distribución en Guaymas.

Certificaciones

En 2009, Petróleos Mexicanos obtuvo 109 Certificados de Industria Limpia otorgados por la Procuraduría Federal de Protección al Ambiente por el cumplimiento de la legislación ambiental vigente, de esta forma se alcanzaron 570 Certificados de Industria Limpia acumulados. También se obtuvieron 102 recertificaciones. Por organismo subsidiario, los principales resultados durante el año fueron los siguientes:

- Pemex-Exploración y Producción incorporó 591 instalaciones de proceso y 913 ductos de transporte al Programa Nacional de Auditoría Ambiental, ya sea en forma individual o conjunta (subsistemas). Del total, al cierre de 2009 estaban certificadas 192 instalaciones y 404 ductos; también obtuvo diez nuevos certificados para equipos de perforación y mantenimiento de pozos, con lo que al cierre del año totalizaron 122 certificados y 22 quedaron pendientes.

- Pemex-Refinación tenía 105 Certificados de Industria Limpia vigentes, 31 correspondientes a distribución, 72 a almacenamiento y reparto, y dos a producción.


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- En Pemex-Gas y Petroquímica Básica se alcanzaron 45 Certificados de Industria Limpia vigentes; 15 instalaciones adicionales cumplieron con el convenio de atención a recomendaciones, por lo que estaban en trámite de obtenerlo; mientras que cinco más estaban en proceso.

- En Pemex-Petroquímica seis instalaciones estaban en proceso de recertificación (Morelos, La Cangrejera, Cosoleacaque, Escolín, Tula e Independencia), mientras que Pajaritos estaba en proceso de certificación.

Responsabilidad ambiental comunitaria

Petróleos Mexicanos mantiene su compromiso de construir esquemas de corresponsabilidad que vinculen a la empresa de forma creativa y constructiva con las comunidades donde se desenvuelve para la implantación de proyectos de protección al ambiente.

En 2009 destaca la participación de Petróleos Mexicanos en: el programa para la educación ambiental y recuperación de humedales y selvas en Veracruz, que se desarrolla en la sierra de Otontepec; las acciones de educación ambiental, control de incendios, y apoyos en los pantanos de Centla; el programa de investigación, educación y aplicación tecnológica para la conservación de la Selva Lacandona; las actividades de educación ambiental para la conservación de los manglares y humedales de Tuxpan; y en las actividades de educación ambiental y restauración de humedales de Alvarado.

En 2002, Petróleos Mexicanos obtuvo la certificación del Parque Ecológico Jaguaroundi, como la primera reserva ecológica privada constituida en México. Esta reserva se ubica en las inmediaciones de las instalaciones industriales de Coatzacoalcos, cuenta con 960 hectáreas y constituye una zona de salvaguarda que se enfoca a la conservación, reforestación, captura de carbono y educación ambiental.

- En 2009 inició la construcción de la infraestructura del Parque Ecológico Jaguaroundi, que incluye un centro de educación ambiental, área de investigación y zona de conservación.

Cambio climático

Petróleos Mexicanos continúa la instrumentación de diversos proyectos para reducir sus emisiones entre los que destacan: el desarrollo de proyectos de eficiencia energética, cogeneración, reducción de emisiones de metano,


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recuperación mejorada con bióxido de carbono (CO2) y reducción de la quema de gas.

En 2009, las emisiones de CO2 fueron 50.3 millones de toneladas, 8.2% menos que el año anterior, principalmente por la reinyección de gas amargo con alto contenido de nitrógeno y a la reducción de su quema en el Activo Integral Cantarell a partir de diciembre de 2008.

Algunos de los proyectos para disminuir las emisiones de CO2, se encuentran en proceso de gestión bajo el esquema del Mecanismo para un Desarrollo Limpio (MDL). Con la implantación de estos proyectos, se lograrán importantes reducciones de emisiones de Gases Efecto Invernadero (GEI) a la atmósfera. Estos proyectos se llevan a cabo conforme al modelo de negocios desarrollado por la empresa, para garantizar las mejores condiciones para el Estado Mexicano y dar transparencia a la comercialización de los Certificados de Reducción de Emisiones de gases de efecto invernadero (CER’s, por sus siglas en inglés).

Dicho modelo está integrado por dos instrumentos legales y cuenta con una fórmula para la determinación de precios de los CER’s que fue autorizada por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) desde 2008. Los instrumentos que se mencionan son:

- Carta de intención, para el proceso de documentación y registro de proyectos ante la Junta Ejecutiva del MDL;

- Contrato de compra - venta de CER’s (ERPA, por sus siglas en inglés).

Petróleos Mexicanos cuenta con cinco acuerdos de compra-venta y dos Cartas de Intención. Estos proyectos se encuentran en diferentes etapas del proceso de gestión de proyectos MDL ante la Organización de las Naciones Unidas (ONU) con la intención de ser presentados como actividad de proyecto en el marco del Mecanismo para un Desarrollo Limpio. El proyecto de eliminación de quema de gas en el campo Tres Hermanos se encuentra próximo a iniciar la etapa de registro.

Los doce proyectos contemplados al cierre de 2009 permitirán reducir 3,836,071 toneladas anuales de emisiones CO2, de las cuales 46.4% corresponden a Pemex-Petroquímica, y se relacionan con proyectos de cogeneración y eficiencia energética; 35.9% a Pemex-Gas y Petroquímica Básica, en el mismo tipo de proyectos; y 17.7% a Pemex-Exploración y


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Producción en cogeneración, recuperación de emisiones fugitivas, y reducción de la quema de gas. El total no incluye el potencial de reducción de Pemex-Refinación ya que su cartera se encuentra en revisión.

Gestión de proyectos para reducir las emisiones de bióxido de carbono

Organismo Centro de trabajo Proyecto Reducción

estimada ton de CO2e/año

Situación

Pemex-

Exploración y

Producción

Terminal Marítima Dos Bocas

Aprovechamiento energético de gases de combustión de turbogeneradores.

83,619 Validación

Cerro Azul - Naranjos

Eliminación de quema de gas en el campo Tres Hermanos.

164,000 Registro

Región Marina Noreste

Recuperación de calor en los escapes de la turbomaquinaria en centros de proceso Cantarell.

431,462 PDD1 en proceso

Pemex-Gas y

Petroquímica

Básica

Complejos procesadores de gas Cactus, Poza Rica, y Nuevo Pemex

Mejora de la eficiencia en calderas de los complejos procesadores de gas Cactus y Nuevo Pemex.

154,674 Validación

Complejo Procesador de Gas Ciudad Pemex

Instalación de sellos secos en compresores de gas.

160,000 Validación

Cogeneración. 120,000 PDD en proceso

Complejo Procesador de Gas Nuevo Pemex

Cogeneración. 942,456 PDD en proceso

Pemex-

Petroquímica

Complejo Petroquímico Morelos

Construcción del sistema de generación eléctrica al sustituir los turbogeneradores de vapor por turbogeneradores de gas con recuperación de calor.

901,360 PIN2 en proceso

Sección de convección para hornos BA-103/104/105/106/107/108 de la planta de etileno.

39,646 PIN en proceso

Complejo Petroquímico La Cangrejera

Cogeneración de los turbogeneradores TG-I, TG-II Y TG-III.


Rehabilitación de hornos de pirólisis BA-101, BA-102, BA-103, BA-104, BA-105, BA-106 y del sistema de apagado de la planta de etileno.


Adecuación de ingeniería e integración de paquete de obra para la adquisición e instalación de caldereta para la operación del turbogenerador TG-5.


1. PDD: Documento de Diseño de Proyecto (Project Design Document). 2. PIN: Nota de Idea de Proyecto (Project Idea Note). Nota: No incluye a Pemex-Refinación ya que su cartera se encuentra en revisión. Fuente: Dirección Corporativa de Operaciones.


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8. Planeación

Petróleos Mexicanos enfoca los esfuerzos de optimización de su desempeño en el cumplimiento cabal de la disciplina y coordinación operativa, la ejecución de la estrategia, y la maximización del valor económico agregado de la empresa.

A fin de maximizar los beneficios enmarcados en la Reforma Energética, durante 2009, Petróleos Mexicanos continuó la integración del Plan de Negocios el cual aprobó el Consejo de Administración en junio de 2010.

Las acciones de Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios, se inscriben en el segundo eje rector del Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012 (PND), “Economía competitiva y generadora de empleos, en electricidad e hidrocarburos”, sustentado en la visión del México que se requiere en 2030. El objetivo es “Asegurar un suministro confiable, de calidad y a precios competitivos de los insumos energéticos que demandan los consumidores”.

Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos

El 1 de junio de 2010 fue aprobado por el Consejo de Administración el Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos, este plan define el rumbo a seguir para lograr la sustentabilidad operativa y financiera de la industria petrolera paraestatal, basado en la situación actual y las perspectivas de mercado.

El Plan de Negocios define 23 retos principales que cubren aspectos tales como: eficiencia operativa, administrativa y financiera, el compromiso de satisfacer las necesidades energéticas del país, la urgencia de mantener e incrementar los niveles actuales de producción de hidrocarburos y la responsabilidad de mantener una operación sustentable de largo plazo.

Los retos reconocen la necesidad de fortalecer la relación con la sociedad y de proteger al medio ambiente, así como de reponer las reservas para asegurar la operación de la empresa en el largo plazo.

Los retos se agrupan en cuatro líneas de acción cada una con objetivos, metas y estrategias específicas por proceso de negocio que permitirán maximizar el valor económico de la empresa:

- Crecimiento. Para afrontar la demanda creciente de petrolíferos, incrementar reservas y la producción de crudo y gas, así como utilizar la


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investigación y desarrollo tecnológico para generar ventajas competitivas.

- Eficiencia. Mejorar el desempeño actual de todas las operaciones, profesionalizar el recurso humano, aumentar la eficiencia de los procesos y simplificar la regulación interna.

- Responsabilidad corporativa. Mejorar la imagen y relaciones con las partes interesadas, e incorporar la protección ambiental y la responsabilidad social como elementos clave en la operación.

- Modernización de la gestión. Aprovechar el marco regulatorio definido por la Reforma Energética para incrementar la autonomía de gestión, agilizar la operación de la empresa e implantar una cultura enfocada a resultados.

Los elementos relevantes del Plan de Negocios, en lo que respecta a sus objetivos principales, proyectos y aspectos estratégicos, y metas principales, se sintetizan en cuatro vertientes:

Fortalecimiento de la situación operativa y financiera.

- Objetivos principales. Alcanzar un desempeño operativo de clase mundial, incrementar la productividad y eficientar los procesos administrativos.

- Proyectos y aspectos estratégicos. Implantar en forma efectiva el programa de mejora operativa; administrativa y financiera; desarrollo del capital humano y competencias; y alineación de los objetivos de la empresa, el personal y el sindicato.

- Metas principales. Alcanzar un rendimiento neto positivo en todos los organismos subsidiarios en 2012, llevar al SNR al segundo cuartil de eficiencia operativa de estándares internacionales, y aprovechamiento de gas natural de 99.4% en 2024.

Suministro confiable de energéticos para el país.

- Objetivos principales. Satisfacer la demanda nacional de petrolíferos al menor costo y cumplir con la normatividad ambiental vigente; e incrementar la oferta de gas natural y gas licuado.

- Proyectos y aspectos estratégicos. Reconfiguración del SNR; expansión de la capacidad de refinación y de procesamiento de gas; optimización de los sistemas logísticos; calidad de combustibles; desarrollo de capacidades del personal; y asimilación, desarrollo y actualización tecnológica.


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Sostenimiento de los niveles de producción de crudo y gas.

- Objetivos principales. Mantener e incrementar la producción de crudo y gas.

- Proyectos y aspectos estratégicos. Desarrollo eficiente de campos complejos (Aceite Terciario del Golfo y extrapesados), optimizar esquemas de explotación, incrementar la recuperación en yacimientos, participación de terceros para incrementar la capacidad de ejecución, e incorporación oportuna de la mejor tecnología.

- Metas principales. Producción de crudo de 2.7 y 3.3 millones de barriles al día en 2012 y 2024, respectivamente; y producción de gas de 6.3 y ocho mil millones de pies cúbicos al día en 2012 y 2024, en el orden citado.

Sustentabilidad de Petróleos Mexicanos.

- Objetivos principales. Incrementar la tasa de restitución de reservas, minimizar el impacto ambiental de la operación de Petróleos Mexicanos y de sus proyectos, y ser reconocida como una empresa socialmente responsable.

- Proyectos y aspectos estratégicos. Aumentar el nivel de incorporación de reservas de aceite en aguas someras y áreas terrestres; incrementar la probabilidad de éxito comercial en aguas profundas; consolidar y mejorar en forma continua el Sistema de Seguridad, Salud y Protección Ambiental; implantar la estrategia de protección ambiental; y control del mercado ilícito de combustibles.

- Metas principales. Tasa de restitución de reservas de 100% en 2012 y superior a 100% a partir de 2013, y mantenerse como una de las compañías a nivel mundial con mejor desempeño en accidentalidad.

Sistema de Gestión por Procesos (SGP)

En 2004, Petróleos Mexicanos inició un proceso de transformación con el propósito de implantar un modelo de gestión que permitiera mejorar sustancialmente la eficiencia de los procesos de negocio y operaciones de la institución. Este esfuerzo es conocido como Sistema de Gestión por Procesos (SGP).

- El SGP ofrece mecanismos gobernados a lo ancho de la organización para asegurar la maximización del beneficio y simplificar la adopción de las


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mejoras, en los que participan representantes de organismos subsidiarios en casi la totalidad de las comisiones asesoras de los procesos sustantivos, complementarios y de soporte a la cadena de valor.

- Toda acción en materia de gobernabilidad, ingeniería de procesos, proyectos de mejora y evolución cultural, cuenta con reglas, lineamientos, metodologías y herramientas establecidas para fortalecer su impacto en la organización.

- Existe plena coincidencia en los objetivos del Programa de Mejora de la Gestión con los compromisos establecidos para el desarrollo de los proyectos de mejora de procesos-producto del SGP. Se incorporan iniciativas del programa a los mecanismos que componen al SGP, a través de mecanismos de gobierno para cada proceso con representación de los distintos organismos subsidiarios, a fin de garantizar el beneficio integral de la institución.

Al cierre de 2009, el estado del SGP en Petróleos Mexicanos era el siguiente:

Gobernabilidad. Se constituyeron las comisiones asesoras para los procesos de negocio que conforman el catálogo institucional, el cuerpo colegiado que establece las directrices para el desarrollo del sistema de gestión por procesos en Petróleos Mexicanos (Grupo de Gestión) y el Grupo Directivo que establece las estrategias de negocio del sistema de gestión.

Ingeniería de procesos. Se establecieron criterios que rigen la definición de indicadores de desempeño de los procesos de negocio. Desde mediados de 2006 se desarrollan modelos sobre el estado actual de los procesos y del proceso deseado, los cuales residen en un repositorio central de procesos de negocio.

Proyectos de mejora de procesos. Se conformó el portafolio de proyectos de mejora de procesos que atienden requerimientos de mejora de la gestión, de la cadena de valor y de objetivos estratégicos.

Evolución cultural. Los esfuerzos de gestión del cambio desarrollados desde 2006 a la fecha, han habilitado la penetración en todos los niveles de la organización a efecto de difundir los objetivos y mecanismos del SGP. Mecanismos tales como las Comisiones Asesoras para la mejora de los procesos que están claramente identificados como los canales a través de los que se impulsan iniciativas de mejora en la organización.


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Ductos

Petróleos Mexicanos cuenta con una amplia red de ductos para el transporte y distribución de sus productos. En Pemex-Exploración y Producción cuenta con 12,089 kilómetros de oleoductos y gasoductos; en Pemex-Gas y Petroquímica Básica con 12,675 kilómetros de gasoductos y para transporte de productos; en Pemex-Refinación con 14,159 kilómetros de ductos para transporte de crudo y para productos; y en Pemex-Petroquímica con 731 kilómetros para productos. El transporte de productos constituye un proceso complementario a la cadena de valor de la industria petrolera paraestatal.

Para garantizar la confiabilidad de la red de ductos Petróleos Mexicanos desarrolla diversas acciones para su operación óptima, de las cuales destacan el proyecto “Un Solo SCADA”, el Manual de Operación y Mantenimiento de Ductos y Plan de Administración de Integridad en Ductos (PAID).

Sistema de Control Supervisorio y Adquisición de Datos

(SCADA)

Con el propósito de que los cuatro organismos subsidiarios realicen el monitoreo y control del transporte de hidrocarburos mediante un sistema automatizado en tiempo real, Petróleos Mexicanos desarrolla el proyecto “Un Solo SCADA”. Con esta tecnología será posible supervisar y controlar en forma remota las instalaciones asociadas a los sistemas de transporte y distribución de hidrocarburos por ducto, basados en una filosofía operativa y en un centro único de control.

Para el desarrollo del proyecto “Un Solo SCADA” las prioridades fueron: reforzar el mantenimiento de ductos; monitoreo y control de ductos; revisar la coincidencia de instalaciones entre organismos subsidiarios; aprovechar la infraestructura existente para evitar duplicar instalaciones en puntos coincidentes del derecho de vía; integrar las funciones de seguridad física de las instalaciones; capacitar y certificar a los operadores del SCADA; y estandarizar equipos y sistemas para lograr la máxima compatibilidad.

Los alcances y beneficios del proyecto se mencionan en el cuadro siguiente:


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A l c a n c e s B e n e f i c i o s

- Implantar “Un Solo SCADA” para todos los sistemas de transporte por ducto.

- Controlar y monitorear en tiempo real las condiciones de operación de la logística de transporte.

- Operación remota de instalaciones estratégicas. - Mantener presiones operativas de los ductos dentro

de los rangos de seguridad. - Integrar autotanques, carrotanques y buquetanques

para contar con su ubicación y volúmenes. - Control de calidad de los hidrocarburos para corregir

desviaciones y cumplir con la normatividad. - Verificar consumos individuales de los clientes. - Simulación y modelaje de diferentes escenarios

para toma de decisiones operativas. - Monitoreo en tiempo real de los sistemas de

transporte para toma de decisiones comerciales. - Integrar sistemas de transporte de terceros que

actualmente opera Petróleos Mexicanos. - Interfase con sistemas corporativos y de otras

subsidiarias como SAP para propósitos de facturación o firma electrónica en transferencia de custodia.

- Proporcionar información a clientes en tiempo real, vía internet.

- Migrar de una operación manual supervisada en algunos puntos estratégicos, a una operación oportuna con el control y monitoreo en tiempo real.

- Control remoto de válvulas para mitigación del impacto por pérdidas de contención de producto en eventos no deseados.

- Incrementar la confiabilidad de las operaciones de los sistemas de transporte en estado normal y cuando se presente alguna situación anormal, hacer las correcciones oportunas para estabilizarlo.

- Reducir los tiempos para la implantación del sistema, al aprovechar al máximo la experiencia del personal que ha implantado sistemas SCADA y la infraestructura existente.

- Optimizar la infraestructura con la que cuenta cada organismo subsidiario tanto en centros de control como en instalaciones superficiales de campo, enlazando todas las instalaciones automatizadas con sistemas de comunicación dedicados.

- Que los organismos subsidiarios coordinen el transporte de hidrocarburos por ductos mediante una visión de negocios enfocada por línea de productos, optimizando sus operaciones interorganismos.

Fuente: Dirección Corporativa de Operaciones. Informe de Responsabilidad Social, 2009.

Manual de Operación y Mantenimiento de Ductos

2009 marcó un hito en el rumbo del conocimiento para los trabajadores de Petróleos Mexicanos. La Dirección Corporativa de Operaciones (DCO), con base en las mejores prácticas de clase mundial, conjuntó los conocimientos generales básicos de una industria tan compleja como lo es Petróleos Mexicanos, en el Manual de Operación y Mantenimiento de Ductos, que será la guía del personal adscrito a las áreas de operación y mantenimiento de ductos de transporte y distribución de hidrocarburos.

El objetivo es transmitir el conocimiento, mediante la capacitación tanto de los trabajadores actuales como los de nuevo ingreso en las áreas de operación y mantenimiento de la red de ductos de la industria petrolera paraestatal.

- En el manual se describen las tareas, técnicas y metodologías necesarias para la óptima operación, preservación de la integridad mecánica, la seguridad, continuidad de servicio y máxima capacidad operativa de los


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ductos. Es un documento sencillo con un alto sentido de responsabilidad hacia el personal que a la vez sirve de consulta y apoya la toma de decisiones.

Plan de Administración de Integridad en Ductos (PAID)

En forma anticipada a la entrada en vigor de la NOM-027-SESH-201029 para la Administración de Integridad en Ductos de recolección y transporte, Petróleos Mexicanos desarrolló y certificó, por parte de ABS Group Services de México, S.A. de C.V.,30 la base documental del Plan de Administración de Integridad en Ductos (PAID), para su implantación en los sistemas de transporte por ducto, que garantiza el cumplimiento de dicha norma y de las especificaciones, códigos, normas, estándares y requerimientos aplicables a la administración de la integridad de ductos, en especial a los estándares internacionales ASME B31.8S y API 1160.31

- La certificación de la base documental del esquema de administración de integridad de ductos permite contar con una visión de entidad neutral, que verifique la documentación y facilite el cumplimiento de compromisos regulatorios, y reduzca los riesgos de no conformidad. Garantiza la práctica homologada en las áreas de los organismos subsidiarios evitando rezagos que puedan afectar a Petróleos Mexicanos.

Otras de las acciones de Petróleos Mexicanos para disminuir los incidentes son: el entrenamiento, capacitación y la certificación del personal. En 2009 llevó a cabo un proyecto relacionado con la mejora en la eficacia de los programas de mantenimiento y operación de ductos, que resultó en la determinación de 151 tareas críticas y el diseño de una estrategia para implantar un sistema de administración de competencias, así como la certificación en especialidades de corrosión y operación de estaciones de compresión. 29. Norma Oficial Mexicana para la administración de la integridad de ductos de recolección y transporte de hidrocarburos cuyo objetivo es “establecer los requisitos que se deben cumplir para la administración de la integridad de ductos en operación para recolección y transporte de hidrocarburos y sus derivados, excluyendo a los sistemas de transporte de gas natural y gas licuado de petróleo por medio de ductos permisionados por la CRE”. 30. Empresa dedicada a suministrar servicios de supervisión y certificación de instalaciones petroleras. 31. Los sistemas de transporte para usos propios, deben cumplir con las características y especificaciones establecidas en las normas oficiales mexicanas aplicables, y para todo lo no previsto por éstas, con las especificaciones técnicas establecidas por el Código ASME B31.8S “Managing System Integrity of Gas Pipelines de los Estados Unidos, el cual se utiliza internacionalmente en las instalaciones de tuberías para la conducción de gas; y la norma API 1160 Managing System Integrity for Hazardous Liquid Pipelines para el transporte de hidrocarburos líquidos.


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Comportamiento de fugas y derrames en ductos

Derivado de la ocurrencia de fugas, derrames y tomas clandestinas asociados a impactos sucedidos en los sistemas de transporte de hidrocarburos por ducto, Petróleos Mexicanos, en 2005, desarrolló el Programa de Contención para el Fortalecimiento de la Seguridad, Salud y Protección Ambiental. Este programa considera visitas técnicas a los centros de trabajo que tienen bajo su responsabilidad la operación, mantenimiento y seguridad del personal y de los ductos de la empresa, así como el establecimiento de controles estadísticos que permitan identificar las causas directas de esta problemática.

Una vez identificadas las causas directas de las fugas de hidrocarburo en ductos, se desarrollaron acciones correctivas a corto y mediano plazo para contener y posteriormente disminuir la incidencia de estos eventos.

Debido a estas acciones la tendencia de fugas y derrames atribuibles a problemas de integridad ha disminuido en forma considerable, como se muestra en la gráfica siguiente, sin embargo, Petróleos Mexicanos redobla sus esfuerzos a fin de que las acciones establecidas sean preventivas y permitan optimizar sus recursos.

1,450

1,650

1,950

673

149

0

500

1000

1500

2000

`89 `90 `91 `92 `93 `94 `95 `96 `97 `98 `99 `00 `01 `02 `03 `04 `05 `06 `07 `08 `09

Tendencia anual de fugas

(número de eventos)

Fuente: Dirección Corporativa de Operaciones.


173

En 2009 se presentaron 149 eventos en los sistemas de ductos, 26% menos que los registrados en 2008. De estos eventos 44 ocurrieron en ductos de transporte, 49% menos que el año anterior, las causas principales fueron la corrosión, la falla de material y faltas en la aplicación y manejo de procedimientos. En los 149 eventos no se incluyen problemas por toma clandestina ni actos vandálicos, debido a que éstas no corresponden a fallas de mantenimiento y operación de los sistemas de ductos.

La menor incidencia de estos eventos se debe sobre todo a la mejora de la eficacia de los programas de integridad y confiabilidad operativa, permitiendo mayor sustentabilidad y continuidad al proceso de transporte por ducto. Durante 2009, las fugas y derrames con mayor impacto fueron en los centros de trabajo de: Pemex-Exploración y Producción, en Samaria-Luna, en el oleoducto de 24 pulgadas de diámetro (Samaria II-Nudo Cárdenas) por corrosión externa; en Pemex-Refinación, en Guaymas en el poliducto de ocho pulgadas de diámetro (Guaymas-TAR Hermosillo), por fenómeno natural, y en Catalina en el poliducto de 18 pulgadas de diámetro (Poza Rica-Azcapotzalco), también por fenómenos naturales.

27%

27%11%

11%

9%

10%

4%

CAUSAS

Corrosión exterior

Corrosión interior

Falla material

Pendiente de determinar

Procedimientos

Otras

Fenómenos naturales



174

El seguimiento estricto a estos eventos ha permitido que Petróleos Mexicanos se compare con las mejores compañías a nivel internacional. El Departamento de Transporte de Estados Unidos (DOT) estableció una serie de criterios para comparar el desempeño de las empresas petroleras en materia de fugas en ductos de transporte de hidrocarburos (no consideran las tomas clandestinas). La aplicación de estos criterios ubicó a Petróleos Mexicanos por debajo de la media internacional equivalente a una fuga anual por cada mil kilómetros, es decir, que la empresa alcanzó un índice de 0.5.

Los criterios de DOT para reportar fugas o derrames son:

- Fugas y/o derrames de más de cinco galones (19 litros).

- Fugas que resulten en fuego o explosión no provocados en forma intencional por el operador, y aquellas con personas fallecidas y lesionadas que requieran hospitalización.

- Daños materiales que incluyan costos de limpieza y recuperación, valor del producto perdido y daños materiales al propio operador u otras personas que excedan los 50 mil dólares, así como las fugas o derrames que resulten en contaminación de agua, río, lago, reserva o cualquier otro similar.

- Cualquier evento que a juicio del operador se considere importante, aún cuando no cumpla con los criterios anteriores.

0.50 0.70 0.85 0.00

0.25

0.50

0.75

1.00

PEMEX PEP PR PGPB

Pemex Índice Internacional


Comparativo Petróleos Mexicanos con criterios DOT


175

Proceso de suministros

En 2009, Petróleos Mexicanos desarrolló diversas acciones para mejorar a nivel institucional el proceso de suministros. Las principales acciones fueron las siguientes:

- Obtuvo la aprobación de la Comisión Asesora de Suministros para desarrollar la iniciativa de Implementación de la Metodología de Abastecimiento Estratégico, y los nombramientos de líder y administrador del proyecto.

- En apoyo al desarrollo de la “Estrategia de Petróleos Mexicanos para el Desarrollo de Proveedores, Contratistas y Contenido Nacional”, realizó la integración del diagnóstico de la demanda de Petróleos Mexicanos por concepto de adquisiciones, servicios y obra pública correspondiente al periodo 2006-2008.

- Con la participación de las áreas de contratación de Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios, llevó a cabo el análisis del gasto por categorías de bienes para identificar oportunidades de mejora en los esquemas de suministro. Las categorías analizadas fueron: sellos, válvulas, gases, tubería y equipo de protección personal y de seguridad.

- Realizó la contratación consolidada del servicio de boletos de avión a destinos internacionales para los años 2009-2011, a través del procedimiento de excepción a la licitación, con el cual se estima obtener un ahorro de alrededor de 250 mil dólares anuales.

- Llevó a cabo el proceso licitatorio para la adquisición de más de 44 mil equipos y accesorios de cómputo, obteniendo un ahorro para la empresa de 24% respecto al monto estimado, resultado de la investigación de mercado.

- Actualizó las tarifas de hospedaje con seis cadenas hoteleras y con diez hoteles independientes ubicados en las ciudades donde se encuentran los principales centros de trabajo de Petróleos Mexicanos, lo que permitió contar con 263 hoteles para comisiones de trabajo del personal con tarifas preferenciales 29% menores a las ofrecidas al público en general.

- Instrumentó el Programa de Consolidaciones de Bienes, Servicios y Tecnologías de Información 2009, lo que permitió aprovechar el poder de compra de Petróleos Mexicanos y lograr mejores condiciones de calidad,


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disponibilidad y precios en el mercado. Además, se definieron estrategias de contratación con el fin de incrementar la eficiencia administrativa y la transparencia en la ejecución de los concursos. Este programa incluyó 11 iniciativas de consolidación por un monto estimado de 2,134 millones de pesos, con ahorros importantes respecto al mercado, en vehículos ligeros, ligeros pick up y pesados; en sosa caústica y ácido sulfúrico; en sistemas de videoconferencia y en equipo de audio, video y codificación; y en cuatro productos de software.

- En los procesos de contratación concluidos, se obtuvo una reducción de 36 procesos concursales. Se promovió la contratación consolidada, desarrollando 72 iniciativas con un monto adjudicado de 3,923 millones de pesos y un ahorro estimado de 519 millones de pesos, que una reducción de 295 procesos concursales.

Comisión Asesora de Suministros

Se conformó un grupo de trabajo, con representación de todas las Entidades, para revisar y actualizar los diagramas de diseño del estado futuro del proceso de suministros. Este grupo se reunió en cuatro ocasiones, habiéndose obtenido:

- La revisión a la luz del Manual Administrativo de Aplicación General en materia de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios, para verificar su alineación.

- La revisión de diagramas de proceso y se identificaron sus interrelaciones, así como la definición de las fronteras y los puntos de contacto entre ellos.

- Los parámetros y los requerimientos técnicos y de proceso para llevar a cabo el proyecto de Confiabilidad Operacional.

Sistema de Información Empresarial de Suministros (SIES)

Inició la implantación del Sistema de Información Empresarial de Suministros (SIES), con el propósito de contar con información por objeto del gasto de las partidas de bienes y servicios contratados en Petróleos Mexicanos. Esto permitirá integrar de manera genérica los mismos conceptos y agruparlos para el análisis de precios en el mercado y proceder a su adjudicación.

A fin de estar en posibilidad de medir el desarrollo del contenido nacional, conforme a lo previsto en la Reforma Energética, se estableció la configuración


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y procedimiento para que todas las empresas registren el grado de contenido nacional de los bienes y servicios.

Asimismo, se efectuaron acciones para que las empresas clasifiquen dentro de sus sistemas transaccionales a los proveedores, con el propósito de disponer de elementos de control e información sobre la estratificación de los proveedores conforme a los criterios de la Secretaría de Economía.

Mantenimiento

Durante 2009, la Comisión Asesora Interorganismos para la Mejora Institucional del Proceso de Mantenimiento focalizó sus esfuerzos principalmente hacia la implantación de la Confiabilidad Operacional.

Confiabilidad Operacional

La Confiabilidad Operacional se mantiene como la principal iniciativa de negocio integral, dirigida a toda la industria petrolera paraestatal. Está orientada a alcanzar, bajo un esquema de sustentabilidad, los valores de desempeño más altos posibles de los activos, en cuanto a: efectividad de ciclo de vida, utilización, productividad y rentabilidad.

En 2009 concluyó la difusión del Modelo de Confiabilidad, la aplicación de guías de autoevaluación, la designación de coordinadores y subcoordinadores en los Centros de Trabajo, así como los responsables de cada una de las 14 Mejores Prácticas del Modelo de Confiabilidad Operacional.

Asimismo, concluyó el primer ciclo en el desarrollo de casos de negocio, la identificación de brechas y la elaboración de planes de acción en Pemex- Refinación, en Pemex-Gas y Petroquímica Básica y en Pemex-Petroquímica, como parte de un proceso de mejora continua que seguirá de manera sistemática los próximos años. En cuanto a Pemex-Exploración Producción, se integraron casos de negocio y se identificaron brechas; sus planes de acción, al cierre de 2009, se encontraban en proceso de validación.

La Confiabilidad Operacional requiere de lineamientos y procedimientos homologados. En 2009, con la participación de las Redes de Expertos, concluyeron los siguientes documentos: Guía técnica de excelencia en lubricación; primera revisión al “Procedimiento administrativo institucional para administrar libranzas y reparaciones mayores programadas en las instalaciones de Petróleos Mexicanos”, y la “Guía para revisión del cumplimiento de


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lineamientos, procedimientos y guías normativas de mantenimiento y/o confiabilidad operacional”.

Asimismo, en coordinación con el Proceso de Seguridad, Salud y Protección Ambiental, concluyeron: la Guía técnica de seguridad eléctrica; la Guía técnica para la identificación positiva de materiales de aleación utilizados en recipientes a presión y circuitos de tubería en instalaciones; y el Procedimiento para el registro, análisis y programación de la medición de espesores de pared en tuberías y equipos en las instalaciones.

Otras acciones realizadas asociadas a esta iniciativa estratégica, efectuadas en 2009, fueron:

- Identificación de áreas de mejora para la gestión del mantenimiento, mediante una evaluación de la configuración y utilización del módulo de mantenimiento del sistema SAP R/3, y la homologación de criterios para el Proceso de Mantenimiento en ese sistema aplicables a la planeación, programación, ejecución e ingeniería de mantenimiento.

- Desarrollo de una solución informática para la detección oportuna de las desviaciones en el proceso de la administración de libranzas y reparaciones mayores. Se capacitó a 40 ingenieros que llevarán a cabo las actividades de planeación.

- Determinación del factor de complejidad en todas las instalaciones para lo cual se realizaron los primeros ejercicios de Benchmarking en los organismos subsidiarios, e inició la identificación de las brechas de oportunidad de mejora en el desempeño de las instalaciones.

- Identificación de las áreas de oportunidad que permitirán definir acciones para cerrar brechas en las líneas de negocio con base en análisis comparativos de desempeño de las instalaciones de Petróleos Mexicanos y empresas de clase mundial, de acuerdo con la metodología internacional Solomon.

Un elemento fundamental para la sustentabilidad de la Confiabilidad Operacional es la capacitación del personal, así desde 2007 a la fecha, se mantienen y promueven acciones dirigidas a capacitar y, en su momento, certificar al personal en Metodologías de Confiabilidad y Técnicas Predictivas.

En 2009 continuó la realización de diez estudios y la adecuación de los Planes de Inspección Basada en Riesgo (RBI por sus siglas en inglés):


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Estudios y adecuación de los Planes de Inspección Basada en Riesgos

Organismo Complejo/Refinería Planta

Pemex-Refinación Refinería de Cadereyta Alquilación 1, Alquilación 2 y

Coquizadora

Pemex-Gas y Petroquímica Básica Complejo Procesador de Gas Cactus

Criogénica 1

Complejo Procesador de Gas Nuevo Pemex

Fraccionadora de Hidrocarburos 2

Pemex-Petroquímica Complejo Petroquímico Morelos

Servicios Principales y Asahí

Complejo Petroquímico La Cangrejera

Óxido de Etileno, Polietileno de Baja Densidad y Etileno


44

119 85

21

269

17

1249

10

88

Pemex -Exploración y Producción

Pemex-Refinación Pemex-Gas y Petroquímica Básica

Pemex-Petroquímica Totales

Plantas de proceso totales y con RBI al cierre 2009

Total de plantas de proceso Plantas con RBI

1

1. Instalaciones de alta criticidad (AAA).Fuente: Dirección Corporativa de Operaciones.


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Plan quinquenal operativo 2010-2014

En 2009, el Plan Trianual de Mantenimiento evolucionó a “Plan Quinquenal Operativo 2010-2014”, que presenta la propuesta alineada con el Plan de Negocios de cada uno de los organismos subsidiarios y los requerimientos operativos y los planes y programas de mantenimiento (paros programados, rutinarios, rezagos, etc.), para aumentar la confiabilidad operacional de los activos haciendo el mejor uso de los recursos disponibles.

Indicadores de Desempeño

Entre los indicadores clave de desempeño a nivel instalación o planta de proceso destacan: la disponibilidad mecánica y utilización, mismos que al cierre de 2009, en cuanto a plantas de proceso, reflejan los siguientes resultados:

Indicadores de desempeño de mantenimiento, 2009

Disponibilidad mecánica %

Utilización % Índice de paros no programados %

Pemex-Exploración y Producción 1/ 772/ 7.1 Pemex-Gas y Petroquímica Básica 97 62 1.3 Pemex-Refinación 95 79 2.7 Pemex-Petroquímica 91 84 2.5 1/ En proceso de cálculo. 2/En 2009 inició la medición en seis instalaciones estratégicas. Por lo que el porcentaje de utilización corresponde a esas instalaciones. Fuente: Dirección Corporativa de Operaciones.

El índice de paros no programados como complemento del indicador de utilización de activos, muestra el comportamiento integral de las instalaciones industriales. El control de este índice para plantas de proceso y su análisis de las causas raíz, ha permitido prevenir y evitar el aumento de la recurrencia de fallas. En los últimos cinco años los valores de este indicador mejoraron sustancialmente. Pemex-Gas y Petroquímica Básica pasó de un valor de 2.1% en 2005 a 1.3% en 2009; Pemex-Refinación lo hizo de 5.1% a 2.7% y Pemex-Petroquímica de 10.5% a 2.5% en los años de referencia. Para el cálculo de este indicador se considera el índice por fallas de operación y mantenimiento más el retraso en reparaciones mayores. En el caso de Pemex-Exploración y Producción, cuya medición del índice de paros no programados, es a nivel equipo crítico, pasó de un resultado de 9.3% en 2005 a 7.1% en 2009.


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- Cabe señalar que Pemex-Exploración y Producción inició la medición de los paros no programados en 2009, con base en la pérdida de función de instalaciones críticas, siendo 0.7% para turbogeneradores, 0.8% turbocompresores booster, 0.7% turbobombas y 3.9% turbocompresores de alta presión.

El reto es continuar maximizando las corridas operativas e incrementar rendimientos y eficiencias de los activos. Para ello es necesario trabajar en la sustentabilidad y consistencia de los resultados, con el soporte de las mejores prácticas de Administración de Seguridad de los Procesos y PEMEX-Confiabilidad, a fin de que la industria petrolera paraestatal se ubique en el nivel de los estándares internacionales.

Conducción del Proceso de Mantenimiento dentro del

Sistema de Gestión por Procesos

La Comisión Asesora Interorganismos para la mejora del Proceso de Mantenimiento, impulsa la implantación de iniciativas al interior de cada línea de negocio entre las que destacan las siguientes:

- Mediante la taxonomía corporativa continúa la identificación de los equipos importantes con mayor número de fallas y se utilizan catálogos estandarizados con el propósito de aplicar análisis causa raíz que permitan eliminar los defectos encontrados.

- Se promueve e instruye el registro oportuno y de calidad de información de los sistemas computarizados de administración del mantenimiento (CMMS, por sus siglas en inglés), para dar soporte a la toma de decisiones; se solicitó a los organismos subsidiarios trabajar en la integración de los diferentes módulos para hacer más eficiente la gestión del mantenimiento.

- Se propuso la transferencia y homologación de las funciones de inspección técnica a las áreas de mantenimiento.

- Se efectuaron reuniones para la revisión de las interacciones entre los procesos de mantenimiento y de la cadena de valor, para los niveles de modelado tres y cuatro; determinándose los insumos y productos que los procesos se demandan entre sí.

- Con el propósito de fortalecer el proceso de planeación y programación, continuó la capacitación de la utilización del módulo de mantenimiento (PM) de SAP.


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- Se efectuó el primer taller de planeación estratégica identificando seis iniciativas que impactan al proceso de mantenimiento, mismas que son ejecutadas con liderazgo de diferentes líneas de negocio de los organismos subsidiarios.

Administración de Seguridad de los Procesos (ASP)

Para determinar y coordinar la estrategia de consolidación de la implantación de la Administración de Seguridad de los Procesos (ASP) a nivel corporativo, el equipo de liderazgo de Petróleos Mexicanos formalizó el subequipo de liderazgo directivo de Seguridad de los Procesos y se tiene:

- El desarrollo documental de la forma como se calculan los indicadores de resultados en la implantación del ASP.

- La identificación de las guías y procedimientos aplicados en los organismos subsidiarios para los siguientes elementos: tecnología del proceso; análisis de riesgos de proceso; administración del cambio de tecnología; entrenamiento y desempeño; integridad mecánica.

- Elaboración de diez guías técnicas corporativas y dos lineamientos para la atención de doce elementos de ASP.

- Elaboración del informe de indicadores de resultados.

Con el objeto de llevar a cabo un seguimiento mensual al proceso de implantación, se han definido dos tipos de indicadores de desempeño:

- Resultados. Fugas de líquido, fugas de gas, conatos de incendios e incendios. Estos indicadores están orientados principalmente a la medición de incidentes ocurridos.

- Preventivos.- Riesgos de integridad mecánica, emplazamientos vencidos, inspecciones vencidas y equipos de seguridad en falla. Esta serie de indicadores tiene por objeto reflejar el potencial de ocurrencia de alguno de los incidentes planteados en los indicadores de resultados.

Con la participación de los organismos subsidiarios y las Direcciones Corporativas de Ingeniería y Desarrollo de Proyectos y de Operaciones, se actualizaron las Guías Corporativas de los 14 elementos de ASP.


183

Estrategia de cogeneración

Durante 2009, la implantación de la estrategia para optimizar el uso de la energía eléctrica en Petróleos Mexicanos registró el siguiente avance:

- La Fase II del porteo generalizado de energía eléctrica en Petróleos Mexicanos promedió 97 Megawatts (MW), cinco MW arriba de lo observado el año anterior, lo que permitió reducir las compras a la CFE.

- En septiembre de 2009 se firmó el contrato de prestación de servicios del proyecto de cogeneración en el Complejo Procesador de Gas Nuevo Pemex con una capacidad de 300 MW que iniciará en 2012.

- Concluyó el estudio de factibilidad del proyecto de cogeneración de la refinería de Salamanca, e inició la definición de las bases de licitación de su Fase I en colaboración con CFE; la energía eléctrica será destinada al servicio público (470 MW) y el vapor se enviará a la refinería a partir del año 2013.

Tecnologías de información (TI)

En esta materia se aprobó el uso de un modelo centralizado de organización para las tecnologías de información y comunicaciones, que dará respuesta a las necesidades de negocio y aprovechamiento de los recursos de cómputo, humanos y materiales; dará respuesta a diversas áreas de oportunidad como: generación de proyectos con impacto institucional articulados bajo una visión de negocio integral, planeación y ejercicio del presupuesto con visión institucional, incremento de la gobernabilidad en TI para orientar las decisiones e inversiones de mediano y largo plazo, eliminación de duplicidades de funciones y de servicios en TI y consolidación de infraestructura de los sistemas y de sus aplicaciones.


185

9. Administración corporativa

Durante 2009, la Dirección Corporativa de Administración (DCA) desarrolló su gestión con el compromiso de contribuir a los objetivos estratégicos de Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios. Destacan las acciones de certificación de servicios y procesos de atención a clientes, los reconocimientos a nivel nacional e internacional de los proyectos y servicios de la empresa, la integración de las áreas de recursos humanos y relaciones laborales de los organismos subsidiarios al Corporativo, y la implantación del nuevo Modelo de Operación de Recursos Humanos y Relaciones Laborales.

Recursos humanos

Al cierre de 2009, el número de plazas ocupadas en Petróleos Mexicanos ascendió a 145,146, cantidad 1.2% mayor a la del cierre del año previo. Sin embargo, la industria petrolera paraestatal generó 163,084 empleos directos,32 0.4% de la población económicamente activa del país, según datos del Instituto Nacional de Estadísticas y Geografía (INEGI). El pago de remuneraciones y prestaciones ascendió a 73,846.2 millones de pesos.

- En Petróleos Mexicano, los derechos de los trabajadores están plenamente alineados a la Política Nacional de la Igualdad de Género y la Prevención de la Discriminación, por lo que no existe distinción de salarios por cuestión de género.

Petróleos Mexicanos, consciente de la importancia del capital humano y de la necesidad de su progreso constante, así como de la modernización de las relaciones laborales desarrolló el Modelo de Operación de Recursos Humanos y Relaciones Laborales.

- El propósito es fortalecer el desarrollo de los procesos y servicios que generen estrategias en materia de recursos humanos y relaciones laborales. Que sus trabajadores, sindicalizados y de confianza, se conviertan en socios estratégicos, los cuales generen las soluciones que

32. Conforme al Contrato Colectivo de Trabajo, Petróleos Mexicanos por conducto del Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana, cubre vacantes temporales (debido a que el titular de la plaza puede estar incapacitado por enfermedad, accidente de trabajo, vacaciones, curso de capacitación, entre otras ausencias) de acuerdo con el Reglamento de Escalafones y Ascensos, por lo que una plaza, en determinado momento puede estar ocupada al menos por dos personas al mismo tiempo.


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aporten valor agregado en esas materias, brindando servicios de forma oportuna, transparente y al menor costo.

De acuerdo con el mapa estratégico de Petróleos Mexicanos se requiere que estos procesos de soporte sean transformados para cumplir con los objetivos estratégicos de la empresa.

En materia de formación de personal, durante 2009, se llevaron a cabo 13,169 eventos de capacitación y desarrollo dirigidos a 154,064 participantes, 94.5% del total de trabajadores de Petróleos Mexicanos, con una duración de 733,631 horas.

Concluyó el sistema denominado Directorio de Talento que concentra información curricular del personal de confianza de la empresa. Asimismo, destaca la operación de nuevas funcionalidades en el Módulo de Atención Segura de Información, Servicios y Trámites a Empleados (ASISTE), con un volumen mensual de 1,009,893 accesos al módulo, cantidad que superó en 72.4% la reportada en 2008.

Relaciones laborales

En un ambiente de diálogo y respeto se llevó a cabo con el Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana, la revisión del Contrato Colectivo de Trabajo, vigente del 1 de agosto de 2009 al 31 de julio de 2011. Entre otros puntos, se acordó un incrementó de 4.9% al salario ordinario y 1.5% en prestaciones, con la finalidad de brindar certidumbre jurídico-laboral al funcionamiento de la industria.

En 2009 se constituyó el Fondo Pemex-SAR a través de la Comisión Nacional del Sistema de Ahorro para el Retiro (SAR), y se abrieron cuentas individualizadas de los trabajadores de la empresa, por medio de la conciliación y unificación de cuentas correspondientes a las aportaciones de los trabajadores petroleros en el SAR. Este fondo tiene como objetivo transparentar el manejo de los recursos, brindar flexibilidad en la operación y acceso directo con las instituciones bancarias.

En el marco de los lineamientos establecidos en materia de prestaciones al personal sindicalizado y de confianza de Petróleos Mexicanos, se proporcionaron 56,080 préstamos administrativos, 2,871 créditos hipotecarios y 1,243 aportaciones financieras que se cubren por una sola vez, para el mismo fin.


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Servicios médicos

Las acciones realizadas para la prevención y promoción de la salud tuvieron como objetivo proporcionar un servicio médico integral, eficiente, eficaz y competitivo para los trabajadores petroleros y sus derechohabientes.

Servicios médicos otorgados, 2009

S e r v i c i o T o t a l

Consultas 4,927,274Intervenciones quirúrgicas 35,502Egresos hospitalarios 71,799Estudios de anatomía patológica 91,527Estudios de laboratorio 4,234,307Estudios de radiología 539,483Partos 1,406Cesáreas 2,723Vacunas 651,696Detección de enfermedades trasmisibles 207,120Detección de enfermedades de evolución crónica 685,834Fuente: Dirección Corporativa de Administración.

Dentro de los indicadores alcanzados por Petróleos Mexicanos durante 2009, en materia de prevención médica, destacan el de esperanza de vida, mayor en cinco años al promedio nacional de 75 años de vida, y la menor mortalidad infantil y materna. Se efectuaron el diagnóstico predictivo de 69 diferentes enfermedades metabólicas en recién nacidos, y la campaña de detección temprana de cáncer de mama en trabajadoras del Centro Administrativo del Distrito Federal.

Petróleos Mexicanos aplica el esquema de vacunación, normado por la Secretaría de Salud del Gobierno Federal, a menores de cinco años con la finalidad de prevenir y mantener “cero casos” de incidencia por enfermedades comunes en la infancia, tales como la poliomelitis, difteria, tétanos neonatal, tuberculosis meníngea, tosferina, rubéola y sarampión. Asimismo, se vacunó a niñas de 10 a 12 años para protegerlas del virus del papiloma humano.

La prevención por la influenza estacional se dirigió a niños de hasta 18 años, y a personas de la tercera edad, o con problemas de salud factibles de complicarse. Sobresale la baja incidencia, entre trabajadores y familiares, durante la emergencia y contagio alcanzados en el país por influenza AH1N1.


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En 2009 disminuyó 1.2% los días de incapacidad, en comparación al año anterior, debido a la supervisión de líneas estratégicas, apoyada en la promoción y vigilancia de la salud de los trabajadores por exposición laboral.

- Con motivo del brote de dengue que afectó el sur de Veracruz y Tabasco, se realizaron 189,482 acciones de fumigación en zonas petroleras y localidades aledañas.

- Se llevaron a cabo 110,649 exámenes médicos, de carácter periódico, para selección de personal de nuevo ingreso y recontratación. El laboratorio de toxicología industrial efectuó el monitoreo biológico de 496 trabajadores de los complejos petroquímicos, y el análisis de 1,108 muestras.

- Inició el programa de atención integral al paciente con sobrepeso en unidades médicas, centros de trabajo y en centros de desarrollo infantil.

- Se efectuaron 33,940 evaluaciones en los laboratorios de salud de las unidades médicas que permitieron informar y orientar respecto a la alimentación saludable, la activación física y orientación psicológica, con la finalidad de disminuir factores de riesgo por diabetes mellitus, hipertensión arterial, enfermedades cardiovasculares y otras enfermedades crónico-degenerativas.

- Durante 2009 se logró el reconocimiento de 26 unidades médicas como edificios libres de humo bajo los lineamientos del Consejo Nacional contra las Adicciones de la Secretaría de Salud y de la Comisión Federal contra Riesgos Sanitarios.

- En la unidad regional de salud en el trabajo de Ciudad del Carmen, Campeche, se capacitó a los médicos de las instalaciones costa afuera, en materia de administración de la salud en el trabajo y seguridad industrial (Rig Pass), y sobre contención sanitaria de enfermedades respiratorias agudas en la Terminal Marítima de Laguna Azul, ubicada en esa misma ciudad.

- Se efectuaron 317,187 encuestas para verificar signos y síntomas, que pospuso el abordaje de 457 trabajadores a plataforma, e hizo posible enviarlos a unidades médicas para su atención.


189

En 2009, Petróleos Mexicanos certificó todos sus hospitales con el aval del Consejo de Salubridad General de ese total recertificó seis; y por primera vez, dos unidades de atención ambulatoria.

- Tres hospitales de la empresa, ubicados en Ciudad Madero, Nanchital y Reynosa, recibieron el Premio Nacional de Calidad en Salud, acreditado por la Secretaría de Salud. Cabe señalar, que en este año sólo se entregaron 12 reconocimientos a nivel nacional de un universo de 274 unidades médicas que fueron evaluadas en el país.

Continuó el reconocimiento al Mérito Médico y de Enfermería a favor de la salud de los trabajadores petroleros y sus derechohabientes, el cual se hizo extensivo a odontólogos y nutriólogos que se han distinguido en los campos de la prevención, la asistencia y científico.

La compra de 80 ambulancias significó la renovación de 46% de los vehículos de este tipo. Durante 2009 se llevó a cabo la compra de 20 partidas de medicamentos bajo la modalidad de ofertas subsecuentes de descuento para 2010, divididas en dos licitaciones públicas internacionales electrónicas con abastecimiento simultáneo (70%-30%), equivalentes a 112.1 millones de pesos de ahorro respecto del total licitado (233.5 millones de pesos); es la primera vez que Petróleos Mexicanos utiliza esta modalidad de licitación.

Desarrollo social

Con el propósito de generar un entorno armónico en los lugares en donde se asientan sus instalaciones, Petróleos Mexicanos impulsa acciones y proyectos enfocados al desarrollo social y comunitario mediante el otorgamiento de donativos y donaciones, los cuales en 2009 ascendieron a 1,549.7 millones de pesos.

A partir de la publicación del Estatuto Orgánico de Petróleos Mexicanos, el Director General está facultado para recibir las solicitudes y autorizar los donativos y donaciones en efectivo o en especie que Petróleos Mexicanos otorgue. Con base en este fundamento la Dirección General suscribió un acuerdo mediante el que delega al titular de la Dirección Corporativa de Administración dicha facultad.


190

- Los donativos tuvieron un valor de 502.1 millones de pesos, de los cuales se destinaron 361 millones de pesos (71.9% del monto total) a los estados de Campeche, Chiapas, Tabasco, Tamaulipas y Veracruz, donde la industria petrolera realiza mayor actividad. A Guanajuato, Hidalgo, Nuevo León, Oaxaca, Puebla, Chihuahua y Distrito Federal se otorgaron

Apoyos sociales autorizados por Petróleos Mexicanos, 2009

(millones de pesos)

E n t i d a d D o n a t i v o s D o n a c i o n e s T o t a l

Campeche 47.0 128.0 175.0 Chiapas 43.2 51.1 94.3 Tabasco 78.1 194.7 272.8 Tamaulipas 57.2 228.4 285.6 Veracruz 135.5 93.5 229.1 Coahuila - 28.6 28.6 Guanajuato 20 59.9 79.9 Hidalgo 6.8 39.3 46.0 Nuevo León 19.5 33.7 53.2 Oaxaca 46.4 74.6 121.0 Puebla 30.8 6.6 37.4 Aguascalientes - 7.8 7.8 Baja California - 12.2 12.2 Baja California Sur - 6.8 6.8 Chihuahua 2.5 11.4 13.9 Distrito Federal 1.1 - 1.1 Durango - 1.1 1.1 Guerrero - 12.4 12.4 México - 0.2 0.2 Michoacán - 17.5 17.5 Morelos - 4.2 4.2 Nayarit - 2.8 2.8 Querétaro - 6.5 6.5 Quintana Roo - 1.5 1.5 San Luis Potosí - 1.0 1.0 Sinaloa - 13.1 13.1 Sonora - 1.0 1.0 Tlaxcala - 7.7 7.7 Zacatecas - 0.3 0.3 Proyectos Nacionales 14.0 1.7 15.7 T O T A L 502.1 1,047.6 1,549.7 Las sumas pueden no coincidir debido a redondeo. Fuente: Dirección Corporativa de Administración.


191

127.1 millones de pesos, y la diferencia de 14 millones se destinaron a diversos proyectos nacionales.

Del total de los donativos otorgados a los diferentes estados de la República Mexicana 472.1 millones de pesos (96.7%) se destinaron al fortalecimiento de la infraestructura, fomento a la producción, salud y asistencia social, comunicaciones y transportes, educación, cultura y medio ambiente; con resultados favorables para un clima de colaboración y mutuo entendimiento, con habitantes, autoridades, instituciones y organizaciones ubicadas en el entorno de las instalaciones petroleras, que permita el cumplimiento de las metas operativas de Petróleos Mexicanos.

- Las donaciones de asfalto y combustibles, tuvieron un valor de 1,047.6 millones de pesos, 75.6% del monto total correspondió a asfaltos y la diferencia a combustibles. Con estas donaciones se benefició a 28 estados del país y al Distrito Federal.

Como parte de las acciones que lleva a cabo Petróleos Mexicanos en materia de transparencia y rendición de cuentas, por primera vez, remitió a todos los beneficiarios, un reporte del proceso de asignación para la entrega de donativos y donaciones.

Administración patrimonial

En 2009, la venta de bienes muebles e inmuebles ascendió a 123.4 millones de pesos, de los cuales 98.1 millones de pesos correspondieron a la enajenación de bienes muebles, y 25.3 millones a la venta de 17 inmuebles, tanto del Corporativo de Petróleos Mexicanos como por cuenta y orden de los organismos subsidiarios.

- En la administración de cuatro centros de acopio de desechos industriales (ubicados tres en refinerías y uno en un complejo petroquímico) sobresale la venta de 42,694 toneladas de desechos por 76.5 millones de pesos.

- Se enajenaron bienes no útiles concentrados en cinco Almacenes de Concentración Nacional (ACN) de los complejos procesadores de gas del Área Coatzacoalcos, La Venta, Nuevo Pemex, Poza Rica, Reynosa, y bienes de resguardo en el ACN Huimanguillo, así como materiales de los activos Macuspana, Bellota-Jujo y Samaria-Luna de la Región Sur de Pemex-Exploración y Producción.


192

- Las asignaciones interorganismos ascendieron a 20.4 millones de pesos, correspondientes 1,694 partidas, de las que se reaprovecharon materiales en existencia y equipos no útiles de la empresa. Al cierre de 2009, las ventas y asignaciones interorganismos disminuyeron el inventario, 45.4% en especie y 39.4% en valor, con relación a 2005.

Durante 2009, el Corporativo de Petróleos Mexicanos registró un inventario de 238 inmuebles propios y regularizó 115 inmuebles; con los organismos subsidiarios se formalizó la transferencia patrimonial de 86 inmuebles, y se revisó la situación patrimonial de 304 inmuebles.

- Con la finalidad de ampliar la cobertura de seguros en el Sistema Integral de Administración de Riesgos, dependiente de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, se incorporó información de 135 edificios propiedad de Petróleos Mexicanos, tres del Gobierno Federal y se formalizó la contratación de 57 edificios arrendados.

Además, en 2009 se legalizaron otros contratos relativos a: i) un comodato con la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales; ii) el convenio de ampliación de vigencia al año 2011 con el Gobierno del Estado de Veracruz, referente a la construcción del túnel sumergido Coatzacoalcos-Allende; iii) con la Administración Portuaria Integral en Coatzacoalcos, Veracruz, por la construcción de un camino de acceso; y, iv) tres contratos de comodatario de inmuebles en los estados de Campeche, Tabasco y Veracruz.

Se obtuvieron avalúos para la venta de 1,123 muebles y 28 inmuebles, 16 justipreciaciones de renta. Se gestionaron 17 avalúos catastrales, en particular para bienes inmuebles localizados en el Distrito Federal.

En 2009 se trabajó en proyectos normativos relativos a la administración del patrimonio de Petróleos Mexicanos y de sus organismos subsidiarios, de conformidad con el Reglamento de la Ley de Petróleos Mexicanos y la Ley General de Bienes Nacionales. Los proyectos tienen el visto bueno de las áreas involucradas en la empresa, del Órgano Interno de Control y la sanción jurídica de la Oficina del Abogado General.

- Para aprobación por el Consejo de Administración, se enviaron las Bases y Lineamientos para la Administración de los Bienes Inmuebles al Servicio de Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios, así como las Bases


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Generales para la Enajenación Onerosa de los Bienes Muebles no Útiles de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios.

- Se actualizaron las Bases Generales para la Disponibilidad de Bienes Estratégicos y la Dictaminación de no Utilidad de los Bienes Muebles al Servicio de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, así como las Bases para el Almacenamiento y Uso de los Bienes Muebles al Servicio de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios.

Servicios corporativos

Telecomunicaciones

Durante 2009 se participó en el diseño, desarrollo e implantación de servicios de telecomunicaciones, por un valor aproximado de 93.1 millones de pesos, que requieren los 46 proyectos estratégicos de Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios.

Petróleos Mexicanos elaboró el estudio para actualizar los sistemas de telecomunicaciones en un horizonte de cinco años, con el objetivo de revertir la obsolescencia de equipos y sistemas de telecomunicación, unificar redes y aprovechar los avances tecnológicos en materia de convergencia de redes y servicios.

Durante 2009 se mantuvo la certificación de los servicios estratégicos de apoyo al cliente y de teleinformática; se establecieron metas operativas e indicadores; y se implantó el proceso de operación y homologación a nivel nacional, basados en las mejores prácticas de administración de servicios de tecnologías de información.

Para el Sistema de Control y Adquisición de Datos (SCADA) de Petróleos Mexicanos se elaboraron las especificaciones técnicas de los sistemas de telecomunicaciones en centros de control (principal y alterno), así como las de 47 poliductos de Pemex-Refinación y ductos estratégicos de Pemex-Exploración y Producción. Se atendieron los procesos licitatorios para las telecomunicaciones del SCADA, siete poliductos y el ducto Cima de Togo-Venta de Carpio.

En la mejora operativa de los servicios de telecomunicaciones destacan las siguientes acciones:


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- La integración de enlaces de dos Megabits por segundo (Mbps) en 44 terminales de almacenamiento y reparto (TAR) de Pemex-Refinación, los cuales mejoran los niveles de servicio de las aplicaciones informáticas, y aseguran la disponibilidad y continuidad del transporte de información relativa a la facturación de producto en TAR.

- Las aplicaciones informáticas y de negocio de la empresa se beneficiaron con el aumento en su capacidad de transmisión de red de área amplia y de comunicación de datos, en un Gigabits por segundo (Gbps), mediante el arrendamiento a la CFE de 14 enlaces de 155, 10 y 2 Mbps.

- La instalación de un conmutador telefónico con protocolo de internet (IP por sus siglas en inglés) en el edificio Kaan-Ceiba ubicado en Dos Bocas, Tabasco; un sistema de red inalámbrica (WiFi) con 63 puntos de acceso en la Ciudad de México; el controlador principal del sistema de radiocomunicación Trunking Digital; y 13 sitios básicos de repetición del área de ingeniería de telecomunicaciones, ubicados en los derechos de vía de ductos y en las áreas de Guadalajara, Aguascalientes y Zacatecas.

Servicios aduanales

Por medio de las oficinas de representación aduanal de Petróleos Mexicanos y agentes aduanales externos, se efectuaron 9,456 operaciones de comercio exterior, con tarifas para importación y exportación inferiores al promedio pagadero a agentes aduanales externos que reflejan ahorros a la empresa por 259.9 millones de pesos.

Servicios aduanales, 2009

C o n c e p t o Operaciones (número)

Valor comercial de las mercancías (millones

de pesos) Oficinas de Representación Regional 9,456 554,059 Agentes Aduanales 1,830 40,366 Total 11,286 594,425 Fuente: Dirección Corporativa de Administración.

En 2009 continuó el trámite de permisos para la internación al país de mercancías y productos ante las secretarías de Salud y del Medio Ambiente y Recursos Naturales. Asimismo, se habilitaron ocho nuevos apoderados aduanales de Petróleos Mexicanos y se llevó a cabo la certificación de calidad


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del proceso de despacho aduanal de mercancías (versión ISO-9001:2008) con vigencia hasta enero de 2013.

Información geográfica

Con motivo de la promulgación de la nueva Ley del Sistema Nacional de Información Estadística y Geográfica, y en representación del sector energético del país, Petróleos Mexicanos ocupa un lugar en el Comité Técnico Especializado de Información Geográfica Básica del Instituto Nacional de Estadística y Geografía.

Durante 2009 se brindaron 108,971 servicios para atender a 2,068 clientes registrados en servicios presenciales, y a 7,488 clientes para servicios de información en línea. Se preparó y obtuvo la recertificación de todos los procesos de información geográfica del Sistema de Gestión de Calidad, conforme a la norma ISO-9002:2008.

A la base de datos geoespacial de Petróleos Mexicanos se incorporó la información siguiente: 7,500 kilómetros cuadrados de imágenes de satélite; cobertura del estado de Tabasco con imágenes Spot 5; la red hidrográfica nacional con conectividad escala 1:250,000; y se depuró la red carretera nacional escala 1:250,000 que sustenta el proyecto denominado Traza tu Ruta, para el que también se construyó el sistema de apoyo para el transporte.

Se realizaron actualizaciones: a la plataforma tecnológica del componente geográfico de la Base de Datos Institucional, al Sistema Geográfico de Logística y Transporte (SIGLOG), y al Sistema de Planeación Operativa Integral. Se inició la construcción de un sistema geográfico para el rastreo satelital internacional de embarcaciones transportadoras de productos petrolíferos.

Se coordinó y concluyó el proyecto de levantamiento fotográfico de 72 instalaciones petroleras estratégicas.

En los trabajos relativos al visualizador GEOPEMEX 3D destacan:

- La adquisición de plataformas tecnológicas, a fin de ofrecer servicios geoespaciales a dispositivos móviles y teléfonos celulares en la empresa.

- Los desarrollos geoespaciales efectuados a la plataforma de código abierto World Wind de la Administración Nacional de Aeronáutica y del Espacio de Estados Unidos (NASA por sus siglas en inglés) obtuvieron los premios


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GeoSpatial Excellence Awards (Hyderabad, India) y World Class Awards de la NASA (San Francisco, California, Estados Unidos).

Atlas de Instalaciones Estratégicas

Durante 2009, Petróleos Mexicanos puso a disposición de los gobiernos de los estados, el Atlas de Instalaciones Estratégicas de PEMEX, con el fin de apoyar a las áreas de Protección Civil, Desarrollo Urbano y Seguridad Pública de los estados. Este Atlas está disponible para los usuarios autorizados de las entidades federativas que firmaron el acuerdo de confidencialidad, ya que la información contenida es de carácter reservado de acuerdo a la Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública Gubernamental.

Seguridad física de las instalaciones

Con motivo de diversos ilícitos en contra de Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios se detectaron y eliminaron 439 tomas clandestinas, se aseguró y puso a disposición ante las autoridades correspondientes a 400 presuntos responsables y 371 vehículos. Con estas acciones se recuperó un total de 8.9 millones de litros de productos (principalmente turbosina, metanol, crudo, combustóleo, condensado, diesel y gasolinas), y el traslado de 116 toneladas de alto explosivo y 19,654 piezas de iniciadores eléctricos.

En materia de seguridad física destacan los siguientes resultados:

- Se instrumentaron 58,438 patrullajes, 30,600 servicios de vigilancia a instalaciones y 6,992 acciones de apoyo a funcionarios. Se efectuaron 229 estudios de criminalística de campo, grafoscopía y documentoscopía para la emisión de dictámenes a partes interesadas, así como en juicios laborales, civiles, administrativos y penales en contra de la empresa; se elaboraron, procesaron y analizaron 87,505 informes relacionados con ilícitos que afectan a la entidad.

- Se realizaron estudios de vulnerabilidad y análisis de riesgos de seguridad física, verificación de la implantación de medidas de seguridad física a 87 instalaciones estratégicas de la empresa, y se emitieron un total de 1,535 recomendaciones.

- Se celebraron convenios de colaboración con los organismos subsidiarios, la Secretaría de la Defensa Nacional y la Secretaría de Marina para resguardar la seguridad física de instalaciones de Petróleos Mexicanos.


197

10. Transparencia, rendición de cuentas y mejora

de la gestión

La política institucional de Petróleos Mexicanos busca consolidar una cultura de transparencia, rendición de cuentas y anticorrupción en toda la empresa, así como la incorporación de las mejores prácticas en la materia. Esta política tiene dos objetivos: institucionalizar la transparencia y proporcionar más y mejor información a la ciudadanía.

- La política institucional de Petróleos Mexicanos está alineada la Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública Gubernamental, y con diversos lineamientos de austeridad, racionalidad, disciplina y control del ejercicio presupuestal vigentes. Participa en el Programa Nacional de Rendición de Cuentas, Transparencia y Combate a la Corrupción, en el Programa de Mejora de la Gestión, y en forma complementaria desarrolla diversas iniciativas institucionales entre las que destacan adquisiciones y obra pública.

Programa Nacional de Rendición de Cuentas, Transparencia y

Combate a la Corrupción 2009 (PTRC)

En 2009, Petróleos Mexicanos, sus organismos subsidiarios y compañías subsidiarias atendieron con puntualidad los requerimientos y acuerdos adoptados por la Comisión Intersecretarial para la Transparencia y Combate a la Corrupción en la Administración Pública Federal (CITCC) responsable de establecer lineamientos y acciones para prevenir la corrupción, facilitar mecanismos de información y rendición de cuentas, crear una cultura del servicio público sustentada en valores y principios éticos, así como de fortalecer los instrumentos jurídicos para aplicar sanciones efectivas ante conductas irregulares.

Los esfuerzos realizados por las dependencias y entidades en el cumplimiento de los acuerdos anticorrupción de la CITCC y de las metas de su PTRC se evalúa mediante el Índice de Seguimiento de Transparencia (IST), conforme a la metodología establecida por la Comisión Intersecretarial para la Transparencia y Combate a la Corrupción. El IST utiliza una escala de cero a 10, en la que este último valor significa el cumplimiento total de las metas.


198

Al cierre de 2009, el IST de Petróleos Mexicanos fue 9.8, mismo que consolida los resultados de los organismos subsidiarios y compañías subsidiarias, valoración que se compara en forma favorable con el resto de las 237 dependencias y entidades de la Administración Pública Federal, entre las que destaca la Comisión Federal de Electricidad con IST de 9.6, así como la Secretaría de Gobernación, el Banco del Ejército, la Comisión Nacional para la Protección y Defensa de los Usuarios de Servicios Financieros, y la Comisión Federal de Telecomunicaciones, las cuales obtuvieron un IST de 9.8.

Índice de Seguimiento de Transparencia

Entidad 2006 2007 2008 2009

Petróleos Mexicanos 9.7 9.9 10.0 10.0 Pemex-Exploración y Producción 9.0 9.8 9.9 9.8 Pemex-Refinación 9.2 9.8 9.9 9.9 Pemex-Gas y Petroquímica Básica 9.3 9.8 10.0 10.0 Pemex-Petroquímica 9.8 9.8 9.9 9.8 Instituto Mexicano del Petróleo 8.1 10.0 9.9 10.0 PMI Comercio Internacional, S. A. de C. V. 9.6 10.0 9.7 9.6 Compañía Mexicana de Exploraciones, S. A. de C. V. 7.5 10.0 9.3 9.4 III Servicios, S. A. de C. V. 8.8 9.5 9.8 9.7

Fuente: Secretaría de la Función Pública.

En 2009, para la determinación del IST, la CITCC consideró seis temas de evaluación en los que Petróleos Mexicanos alcanzó los siguientes resultados:

- Blindaje electoral. Con motivo de las elecciones federales y locales celebradas en julio, se cumplió con los lineamientos emitidos por la Secretaría de la Función Pública y por la Fiscalía Especializada para la Atención de Delitos Electorales. Por medios electrónicos institucionales se difundieron cursos para capacitar, sensibilizar, informar y prevenir delitos electorales, así como para la rendición de cuentas de los servidores públicos en esta materia, con la participación de más de 30 mil trabajadores, situación que redundó en que los servidores públicos de la empresa no fueran objeto de sanciones.

- Participación ciudadana. Continúa la operación de los mecanismos de participación ciudadana, instituidos por Petróleos Mexicanos, en la figura de las comisiones sectoriales de las macrofunciones de adquisiciones y de obra pública, con la participación de las áreas de la industria; así como de diversas


199

cámaras y asociaciones. En 2009 se actualizó en el portal institucional de la empresa la información relativa a los mecanismos de participación y a las aportaciones ciudadanas sobre el tema.

- Mejora de sitios Web. Se cumplieron los compromisos y evaluación impulsados por el sistema de la internet de la Presidencia de la República, y la CITCC, con atención integral a las necesidades ciudadanas e información clara, oportuna y veraz, mediante los sitios Web de la industria petrolera. Los resultados obtenidos en los siete reactivos que comprende fueron:

Arquitectura de la información. Se organizaron los contenidos para ser encontrados y utilizados por los usuarios de manera simple y directa.

Imagen institucional. Se centró al usuario en el diseño del sitio Web.

Tecnología. Se trabajó en los atributos de funcionalidad, confiabilidad, uso, eficiencia y portabilidad.

Accesibilidad. Se generaron las condiciones técnicas para su fácil acceso.

Calidad en el servicio. Se establecieron políticas básicas de calidad.

Calidad en contenidos. Se revisó su veracidad, actualidad, claridad, disponibilidad y versatilidad.

Experiencia de usuario (encuesta de satisfacción). Evalúa la percepción ciudadana sobre los sitios Web gubernamentales.

- Transparencia focalizada. En un ejercicio participativo de las áreas de la industria, sus órganos internos de control y la consultoría de la propia Comisión Intersecretarial se identificaron cuatro temas, relativos a donativos y donaciones, franquicia Pemex, investigación y postgrado en el Instituto Mexicano del Petróleo, y productos petroquímicos.

La información de los temas seleccionados se puso a disposición de los ciudadanos en el Portal Institucional www.pemex.com; se sustituyó la encuesta de satisfacción de usuario de Petróleos Mexicanos por el vínculo para consultar la encuesta de opinión de la CITCC; y se enlazó la página de la Procuraduría Federal del Consumidor con la finalidad de difundir la información que elabora esa dependencia sobre estaciones de servicio.


200

- Programas sectoriales. En coordinación con la Secretaría de Energía y la CITCC se da seguimiento a las acciones comprometidas en materia de rendición de cuentas, transparencia y combate a la corrupción, en el Programa Sectorial de Energía 2007-2012, y de las líneas de acción que podrían vincularse con el Programa Nacional de Rendición de Cuentas y Combate a la Corrupción, donde destaca por su importancia el combate al mercado ilícito de combustibles.

Se estableció un indicador de porcentaje de cumplimiento de las acciones de vigilancia, supervisión y coordinación interinstitucional de combate al mercado ilícito de combustibles, los resultados alcanzados en este indicador se publican en el portal institucional.

- Cultura institucional. Se entregó al Instituto Nacional de las Mujeres el informe consolidado de la aplicación del cuestionario de cultura institucional con perspectiva de género de la industria petrolera; se preparó y registró el Plan de Acción Consolidado de la Industria en materia de cultura institucional; y los representantes de la industria petrolera asistieron al Primer Seminario Internacional de Cultura Institucional.

Programa de Mejora de la Gestión (PMG)

El Programa de Mejora de la Gestión (PMG) es una estrategia del Ejecutivo Federal que se enmarca en el Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012, y se enfoca a realizar mejoras que orienten de forma sistemática la gestión pública en beneficio de la sociedad.

La mejora de la gestión, de acuerdo al PMG, se logra a través de la implantación de acciones en cuatro vertientes:

- Reducir la desigualdad en desarrollo de las organizaciones públicas, mediante el perfeccionamiento de las áreas gerenciales comunes y la estandarización de las mejores prácticas.

- Facilitar la mejora de la gestión de las instituciones, a través de reformas al marco regulatorio de aplicación obligatoria en la Administración Pública Federal.

- Mejorar la rendición de cuentas mediante información sobre el desempeño institucional y el de la Administración Pública Federal en su conjunto.


201

- Optimizar los procesos y tecnologías utilizadas en la prestación de servicios públicos para superar las expectativas de los ciudadanos.

En 2009 continuó la homologación, actualización y depuración de las disposiciones normativas y administrativas entre los organismos subsidiarios y el Corporativo de Petróleos Mexicanos con los resultados siguientes: 1,266 documentos simplificados y/o actualizados; 404 documentos eliminados; y 3,619 disposiciones registradas en el Sistema Normateca Institucional, de los cuales 69 son documentos sustantivos, tales como políticas, bases y lineamientos.

- La clasificación de las disposiciones, en función de los procesos y subprocesos normativos identificados, busca una mejor homologación de las disposiciones. En el Comité de Mejora Regulatoria Interna (COMERI) se recibieron 33 documentos de impacto a las áreas de la empresa; los Subcomités de Mejora Regulatoria Interna (SUBCOMERI), especializados y funcionales, son los que efectúan la revisión, depuración, mejora y simplificación de los documentos normativos y administrativos.

Como parte del PMG, Petróleos Mexicanos durante 2009, dio seguimiento a los proyectos de mejora inscritos en el Mercado Electrónico y Directorio Institucional de Proveedores y Contratistas.

Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información

Pública Gubernamental (LFTAIPG)

En 2009, Petróleos Mexicanos y los organismos subsidiarios recibieron 3,949 solicitudes de información formuladas al amparo de la Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública Gubernamental (LFTAIPG), cantidad que la posiciona como la tercera entidad de la Administración Pública Federal con más solicitudes, antecedida por el Instituto Mexicano del Seguro Social (22,315 solicitudes) y la Secretaría de Educación Pública (5,398 solicitudes). Al cierre de diciembre se dio respuesta a 3,547 solicitudes y 402 continuaban en proceso de acuerdo a los plazos establecidos por la propia Ley.


202

En el periodo 2003-2010, la industria petrolera paraestatal recibió 18,780 solicitudes de información al amparo de LFTAIPG, de las cuales dio respuesta a 17,121, cantidad, 91.2% del total recibido. Al Corporativo de Petróleos Mexicanos correspondió el 39.2% de las respuestas a las solicitudes de información, a Pemex-Exploración y Producción el 30%, a Pemex-Refinación 2.5%, a Pemex-Gas y Petroquímica Básica 6.9%, y a Pemex Petroquímica 5.4%.

Asimismo, se actualizó, en tiempo y forma, la información de Petróleos Mexicanos prevista en los artículos 7 y 12 de la LFTAIPG; de esta información se efectuaron 347.5 miles de consultas en el Portal de Obligaciones de Transparencia (POT) del Instituto Federal de Acceso a la Información Pública (IFAI). Además, se atendieron los siguientes ordenamientos en materia de transparencia:

- El Sistema de Índices de Expedientes Reservados y el Sistema Persona (listado de sistemas de datos personales que Petróleos Mexicanos administra) se actualizaron cada semestre; en diciembre se notificó al IFAI sobre las medidas administrativas, físicas y técnicas de seguridad aplicables a los sistemas de datos personales.

0

4,000

8,000

12,000

16,000

20,000

2009 2003-2009 2009 2003-2009

Corporativo-Pemex

Pemex-Refinación

Pemex-Petroquímica

Pemex-Gas y Petroquímica

Básica

Pemex-Exploración y

Producción

Solicitudes de información formuladas de la LFTAIPG

Recibidas Respuestas

Fuente: Instituto Federal de Acceso a la Información Pública.

3,949

18,780

3,547

17,121


203

Atención a solicitudes de información LFTAIPG, 2009

Entidad Total

Recibidas Total con respuesta

En proceso Variación

(%)

TOTAL 3,949 3,547 402 89.82

Petróleos Mexicanos 1,396 1,204 192 86.21

Pemex-Exploración y Producción 1,234 1,131 103 91.65

Pemex-Refinación 857 796 61 92.98

Pemex-Gas y Petroquímica Básica 261 232 29 88.89

Pemex-Petroquímica 201 184 17 91.54 Fuente: Instituto Federal de Acceso a la Información Pública.

Se entregó al Archivo General de la Nación la actualización del Catálogo de Disposición Documental de Petróleos Mexicanos; se estableció y aplicó el Programa de Capacitación y Asesoría Archivística en el Corporativo a servidores públicos, que son parte de la red de enlaces y responsables de archivo de trámite; se actualizaron el Manual de Procedimientos Administrativos y siete procedimientos de archivística y digitalización.

- Se publicó cada trimestre la Guía Simple de Archivos relativa a las clasificaciones archivísticas y destino final de 156,634 expedientes en trámite; y continuó la transferencia de 2,542 expedientes del Corporativo al Archivo de Concentración.

Durante 2009 se llevaron a cabo 48 sesiones ordinarias y 11 sesiones extraordinarias del Comité de Información de Petróleos Mexicanos; se atendieron 600 casos y 90 recursos de revisión de solicitudes de información formuladas a la Unidad de Enlace de Petróleos Mexicanos y se emitieron 600 resoluciones.

Cumplimiento de las medidas de ahorro para 2009

De conformidad a los lineamientos de austeridad, racionalidad, disciplina y control del ejercicio presupuestal 2009, Petróleos Mexicanos alcanzó los resultados siguientes:


204

Convenio de desempeño, 2009

Acciones de ahorro y austeridad 2009

Reducción del gasto en servicios personales (millones de pesos) 1

Comprometido 1,589.0

Alcanzado 1,589.0

Variación absoluta 0.0

Ahorro en gasto administrativo y de apoyo (millones de pesos)

Comprometido 4,291.0

Alcanzado 4,302.0

Variación absoluta 11.0 Acciones para evitar retrasos y sobre-costos en ejecución de obras 2

1. Los montos alcanzados en este concepto corresponden a ahorros para hacer frente a la revisión salarial, de acuerdo a lo estipulado en el Convenio de Desempeño.

2. El Sistema Institucional de Desarrollo de Proyectos se encuentra en etapa de implantación.

Mano de obra. Al cierre de 2009 se logró un menor gasto de 1,909 millones de pesos respecto del presupuesto autorizado, como resultado de la aplicación del Convenio de Desempeño de Petróleos Mexicanos para reducir 1,547 millones de pesos y de otras acciones directas de contención del gasto.

Gasto administrativo y de apoyo. Disminuyó 4,302 millones de pesos, monto 0.3% superior al establecido en el Convenio de Desempeño (4,291 millones de pesos) y en el esquema de austeridad de la SHCP.

Servicios generales. En 2009 se obtuvieron ahorros por energía eléctrica de 528,458 Kwh y de agua de 3,382 metros cúbicos. Para asegurar la continuidad de los servicios de telefonía local en las ciudades de México, Guadalajara y Monterrey, así como el servicio de larga distancia nacional, concluyó la contratación consolidada de tarifas preferenciales con vigencia hasta el 31 diciembre de 2010. Asimismo, se terminaron 53 enlaces troncales de comunicación programados, con la CFE y siete enlaces troncales para transmisión de voz, datos y video con presupuesto de Pemex-Exploración y Producción, y de Pemex-Gas y Petroquímica Básica.

Tecnologías de información. Se atendieron 165 solicitudes de tecnología de información de 169 recibidas; y se coordinaron las reuniones de seguimiento del Grupo de Análisis para aprovisionamiento de servidores.


205

Convenio de desempeño, 2009

Indicadores y metas 2009 1

Presupuesto en flujo de efectivo (millones de pesos)Ingresos brutos (1)

Comprometido 1,443,184.1 Alcanzado 1,162,608.9 Variación absoluta -280,575.2

Impuestos (2)Comprometido 827,712.8 Alcanzado 599,518.9 Variación absoluta -228,193.9

Mercancía para reventa (3)Comprometido 199,788.0 Alcanzado 181,177.0 Variación absoluta -18,611.0

Ingresos netos (4=1-2-3)Comprometido 415,583.4 Alcanzado 381,913.0 Variación absoluta -33,670.4

Indicadores operativosProducción de crudo (miles de barriles diarios, Mbd)

Comprometido 2,750.0 Alcanzado 2,601.5 Variación absoluta -148.5

Producción de gas natural (millones de pies cúbicos diarios)Comprometido 6,735.1 Alcanzado 7,030.7 Variación absoluta 295.5

Proceso de crudo (Mbd)Comprometido 1,318.7 Alcanzado 1,294.9 Variación absoluta -23.8

Venta interna de gasolinas 2/ (Mbd)Comprometido 842.9 Alcanzado 792.4 Variación absoluta -50.4

Exportación de crudo (Mbd)Comprometido 1,335.9 Alcanzado 1,225.4 Variación absoluta -110.4

Importación de gasolinas 3/ (Mbd)Comprometido 358.7 Alcanzado 323.6 Variación absoluta -35.0

1. Información de la Cuenta de la Hacienda Pública Federal 2009. La información publicada en el Diario Oficial de la Federación el 17 de febrero de 2010.

2. No incluye la venta de gasnafta de Pemex-Petroquímica. 3. Incluye la importación de isobutano ,y excluye el metil terbutil éter (MTBE). Las sumas pueden no coincidir debido a redondeo.


206

Contrataciones consolidadas. Se cumplieron las metas siguientes: consolidación de bienes y servicios multi-organismos; contratación consolidada de tecnología de información; estrategia Institucional para adquirir boletos de avión a destinos Internacionales; actualización de tarifas de convenios de colaboración con cadenas hoteleras; contratación de pasajes marítimos y terrestres; y la implantación de la metodología de abastecimiento estratégico con nuevas condiciones de contratación. Además se integró un software de iniciativas de consolidación de bienes y servicios multi-organismos. Bienes muebles e inmuebles. Se cumplieron las medidas de ahorro previstas relativas a: la depuración física de materiales en los ACN y de los bienes muebles e inmuebles no útiles; mejorar la utilización de espacios; identificar los inmuebles federales arrendados por la entidad; reducir gastos de arrendamientos; y mejorar las condiciones de contratación de arrendamiento de inmuebles. Adquisiciones

En 2009 continuaron los trabajos de mejora y vigilancia de los procesos licitatorios de la entidad, entre los que destacan la aprobación del modelo de convocatoria de licitación para compra consolidada de bienes y servicios consolidados multi-organismo, y la homologación de la metodología de revisión de convocatoria de licitación con terceros, conforme a Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público (LAASSP). - Los 12 calendarios mensuales de licitaciones de los organismos subsidiarios

se publicaron, en tiempo y forma, en el portal institucional. Concluyó la participación de testigos sociales en los procesos de contratación; y sus dictámenes están disponibles en el portal institucional; así como se inició la adquisición de equipos para el proyecto de testigos electrónicos.

- Se realizó un taller de capacitación institucional a servidores públicos en materia de adquisiciones, arrendamientos y servicios del sector público, y otro sobre el tema de lenguaje claro.

Obra pública

Se capacitó a 296 servidores públicos involucrados en obra pública de Petróleos Mexicanos sobre normatividad y administración de obra, para un total de 828 personas capacitadas en el periodo 2006-2009. Se revisaron con terceros 47 bases para contratación de obra, con el fin de disminuir inconformidades fundadas; concluyó la implantación del Sistema Institucional de Registro y Evaluación de Contratistas; se invitó a 30 testigos sociales para participar en los procesos licitatorios de obra pública y servicios relacionados con las mismas, en particular se dio seguimiento a que en los procesos no se incluyan licitantes con algún socio o asociado común entre ellos.

11. Estadísticas

Contenido


Estadísticas operativas seleccionadas 212 Precios promedio al público de productos seleccionados 214 Flujo de efectivo 215 Gasto de inversión devengado por empresa 216 Balance nacional de gas natural 217 Índices de seguridad industrial 218 Protección ambiental y certificaciones 219 Número de plazas de trabajo al 31 de diciembre de 2009 220 Número de plazas de trabajo del Corporativo de Pemex 221 al 31 de diciembre de 2009


Reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2010 224 Producción acumulada de hidrocarburos al 225 1 de enero de 2010 Reservas totales de hidrocarburos de la Región 226 Marina Noreste al 1 de enero de 2010 Reservas totales de hidrocarburos de la Región 227 Marina Suroeste al 1 de enero de 2010 Reservas totales de hidrocarburos de la Región 228 Sur al 1 de enero de 2010 Reservas totales de hidrocarburos de la Región 229 Norte al 1 de enero de 2010 Equipos de perforación en operación por región y activos 230 integrales Número de pozos perforados por región y activos integrales 231 Número de pozos terminados por región y activos integrales 232

Porcentaje de éxito en pozos terminados por región y activo 233 Producción de petróleo crudo por región y activos integrales 234 Producción de petróleo crudo por tipo y región 235 Producción de petróleo crudo en campos seleccionados 236 Producción y distribución de petróleo crudo 237 Producción de gas natural por región y activos integrales 238 Producción de gas natural en campos seleccionados 239 Producción y distribución de gas natural 241 Producción de petróleo crudo y gas natural por 242 entidad federativa Valor de las ventas a otras empresas subsidiarias 243 Volumen de ventas a otras empresas subsidiarias 244 Gasto de inversión devengado por proyecto 245 Número de plazas de trabajo al 31 de diciembre de 2009 247

Pemex-Refinación

Proceso de petróleo crudo en el Sistema Nacional 250 de Refinación Proceso de petróleo crudo por refinería 251 Elaboración de productos 252 Elaboración de productos petrolíferos por refinería, 2009 253 Valor de las ventas a otras empresas subsidiarias 255 Volumen de ventas a otras empresas subsidiarias 256 Valor de las ventas internas 257 Volumen de ventas internas 258 Valor y volumen de las ventas internas de productos 259 petrolíferos por producto y región, 2009 Valor del comercio exterior 260 Volumen del comercio exterior 261 Gasto de inversión devengado por proyecto 262 Número de plazas de trabajo al 31 de diciembre de 2009 263


Proceso de gas y condensados 266 Balance de gas seco 267 Valor de las ventas a otras empresas subsidiarias 268 Volumen de ventas a otras empresas subsidiarias 269 Valor de las ventas internas 270 Volumen de ventas internas 271 Valor del comercio exterior 272 Volumen del comercio exterior 273 Gasto de inversión devengado por proyecto 274 Número de plazas de trabajo al 31 de diciembre de 2009 275

Pemex-Petroquímica

Elaboración de productos petroquímicos 278 Elaboración de productos petroquímicos por complejo 280 Valor de las ventas a otras empresas subsidiarias 282 Volumen de ventas a otras empresas subsidiarias 283 Valor de las ventas internas 284 Volumen de ventas internas 285 Valor de las ventas internas por centro 286 Volumen de ventas internas por centro 288 Valor del comercio exterior 290 Volumen del comercio exterior 291 Gasto de inversión devengado por proyecto 292 Número de plazas de trabajo al 31 de diciembre de 2009 293

Pemex Internacional

Valor del comercio exterior de hidrocarburos y sus derivados 296 Volumen del comercio exterior de hidrocarburos y sus derivados 297

Valor de las exportaciones de petróleo crudo por 298 destino geográfico Volumen de las exportaciones de petróleo crudo por 299 destino geográfico Precio de las exportaciones de petróleo crudo por 300 destino geográfico Volumen de las exportaciones de petróleo crudo por 301 país de destino Valor del comercio exterior de productos petrolíferos y 302 gas natural Volumen del comercio exterior de productos petrolíferos y 303 gas natural Valor del comercio exterior de productos petroquímicos 304 Volumen del comercio exterior de productos petroquímicos 305

Notas y factores de conversión

A. Notas a los cuadros estadísticos 308 B. Abreviaturas y símbolos usados 312 C. Factores de conversión utilizados en la industria petrolera 313 D. Peso específico de productos seleccionados 314

212

Cuadro 1Petróleos Mexicanos: estadísticas operativas seleccionadas(miles de barriles diarios)

2007 2008 2009

ProducciónHidrocarburos líquidos 3 471 3 157 2 971

Petróleo crudo 3 076 2 792 2 601Condensados y líquidos del gas 395 366 370

Gas natural (MMpcd) 6 058 6 919 7 031Petrolíferos y gas licuado 1 512 1 491 1 525Petroquímicos (Mt) 11 757 11 973 11 956Proceso de crudo 1 270 1 261 1 295

Ventas internasVolumen

Petrolíferos y gas licuado 1 815 1 826 1 771Gas licuado 300 291 281Gasolinas automotrices 760 792 792

Pemex Magna 659 706 728Pemex Premium 101 86 64

Turbosina 68 65 55Diesel 358 382 359Combustóleo 257 220 209Otros 71 76 75

Gas natural (MMpcd) 3 064 3 086 3 119

Petroquímicos (Mt) 4 041 4 191 4 064Pemex-Petroquímica 2 684 2 784 2 695Pemex-Refinación 291 279 365Pemex-Gas y Petroquímica Básica 1 066 1 128 1 003

Valor (MM$)Total 578 185 681 552 594 876

Petrolíferos y gas licuado 473 571 542 687 512 720Gas licuado 54 456 55 972 49 461Gasolinas automotrices 247 338 265 981 258 488

Pemex Magna 209 007 231 071 233 307Pemex Premium 38 332 34 910 25 180

Turbosina 23 369 31 936 18 321Diesel 96 920 111 425 121 521Combustóleo 42 396 61 670 51 908Otros 9 091 15 703 13 022

Gas natural 78 644 105 436 58 102

Petroquímicos 25 970 33 428 24 054Pemex-Petroquímica 21 424 25 825 19 329Pemex-Refinación 2 508 3 288 2 859Pemex-Gas y Petroquímica Básica 2 037 4 315 1 865

1. Incluye el gas licuado de plantas de gas de Pemex-Gas y Petroquímica Básica y de Pemex-Exploración y Producción.2. Incluye los productos petroquímicos elaborados por Pemex-Petroquímica, Pemex-Refinación y el etano y azufre obtenidos por Pemex-Gas y Petroquímica Básica.

213

Cuadro 1Petróleos Mexicanos: estadísticas operativas seleccionadas(miles de barriles diarios)

(continuación)

2007 2008 2009

Comercio exteriorVolumen

Exportación neta de hidrocarburos líquidos 1 371 1 043 950Exportación de petróleo crudo 1 686 1 403 1 225Petrolíferos y gas licuado

Exportaciones 180 192 244Importaciones 495 553 519

Exportación neta de gas natural (MMpcd) - 247 - 340 - 355Petroquímicos (Mt)


Maquila 2 0 0

Valor (MMUS$)Exportación neta 25 643 26 069 16 509Exportación de petróleo crudo 37 937 43 342 25 693Petrolíferos y gas licuado

Exportaciones 4 052 5 537 4 671Importaciones 15 797 21 893 13 310

Exportación neta de gas natural - 645 -1 107 - 529Petroquímicos


Precios (US$/b)Exportación

Petróleo crudo 61.64 84.38 57.44Istmo 69.92 81.09 63.38Maya 60.38 82.92 56.27Olmeca 70.89 99.37 65.79

Gas Licuado 55.66 72.52 35.06Turbosina 83.70 123.65 69.03Diesel 60.96 93.23 59.93Combustóleo (alto azufre) 44.70 51.94 51.55

Importación Gas Licuado 55.56 62.38 41.02Gasolinas 95.09 115.45 75.92Combustóleo (bajo azufre) 62.10 96.17 65.92Gas natural (US$/MMBtu) 6.91 8.48 4.01

3. Mezcla.

12

3

214

Cuadro 2Petróleos Mexicanos: precios promedio al públicode productos seleccionados

2007 2008 2009

Gas natural y petrolíferos ($/m3)

Gas natural ($/Gcal) 326.08 448.28 252.80Gas licuado ($/t) 7 120.83 7 517.95 6 904.54Gasolinas automotrices

Pemex Magna 6 913.18 7 266.78 7 721.67Pemex Premium 8 512.60 9 096.31 9 570.00

Turbosina 7 169.54 9 993.32 6 911.76Pemex Diesel 5 848.88 6 354.37 7 840.93Combustóleo pesado 3 790.65 5 404.63 5 077.68Asfaltos AC-20 4 203.24 7 048.34 6 905.80

Petroquímicos ($/t)

Acrilonitrilo 19 481.76 22 474.70 21 360.87Amoniaco 3 680.05 6 179.14 3 933.81Cloruro de vinilo 7 684.10 8 607.76 7 144.72Estireno 17 230.05 18 917.49 14 829.32Monoetilenglicol grado fibra 12 350.00 11 893.49 9 791.05Hexano 9 246.02 13 658.05 11 555.82Polietileno alta densidad 15 740.79 17 999.30 14 419.14Polietileno baja densidad 16 926.10 19 488.87 16 031.77Tolueno 11 729.38 12 467.26 10 848.80

1. Excluye la frontera norte del país.2. Excluye el I.V.A.3. En 2008, promedio enero-mayo Centro productor Tula; 2009 promedio noviembre-diciembre Centro productor Morelos.Nota: Ver nota explicativa en la sección de Métodos y factores de conversión.

1

2

3

215

Cuadro 3Petróleos Mexicanos: flujo de efectivo(millones de pesos)

2007 2008 2009 1

Ingresos 1 194 723 1 662 883 1 162 609

Ventas interiores 662 604 786 004 710 400Ventas exteriores 450 823 561 218 389 154Otros ingresos 81 296 315 661 63 055

Subsidios y transferencias 11 152 35 445 13

Egresos 993 367 1 530 579 1 935 842

Operación 121 137 123 219 388 903Inversión 49 734 104 351 768 274Mercancía para reventa 176 579 263 524 181 177Operaciones ajenas netas 2 613 2 658 -2 031Impuestos indirectos 84 964 120 946 105 796Impuestos directos 558 340 915 882 493 723

Subsidios y transferencias 11 152 35 445 13

Superávit primario 212 508 167 749 -773 221

Intereses 42 923 22 960 205 832Rendimientos mínimos garantizados 4 - -

Superávit de operación 169 581 144 789 -979 052

Endeudamiento neto -17 168 -1 785 607 903

Disposiciones 53 464 83 099 1063 787Amortizaciones 70 632 84 884 455 884

Incremento (uso) caja 152 413 143 004 -371 149

1. Por disposición del Artículo 4° Transitorio de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, en 2009 se reconoció contable presupuestalmente como inversión programable la deuda PIDIREGAS, que hasta el cierre del ejercicio 2008 se registró en cuentas de orden.

3. Incluye operaciones del Master Trust (Cuenta Master Trust Neto).2. Incluye el registro PIDIREGAS (Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo).

2

3

216

Cuadro 4Petróleos Mexicanos: gasto de inversión devengado por empresa(millones de pesos)

2007 2008 2009

Total 237 998 283 960 259 324

Inversión programable 51 720 104 387 258 852

Inversión física 16 811 23 319 258 852Inversión financiera 11 132 34 349 -Pago deuda Pidiregas 23 777 46 719 -

Fondos 30 171 2 608 472

Inversión física 506 334 472Pago deuda Pidiregas 29 665 2 275 -

PIDIREGAS * 156 107 176 965 -

Pemex-Exploración y Producción 201 155 221 049 236 495Programable 25 667 49 939 236 094

Inversión física 6 262 8 351 236 094Pago deuda Pidiregas 19 405 41 588 -

Fondos 30 139 2 277 401Inversión física 474 3 401Pago deuda Pidiregas 29 665 2 275 -

PIDIREGAS 145 349 168 833 -

Pemex-Refinación 20 291 22 270 17 094Programable 11 446 15 442 17 054


Fondos - 20 40Inversión física - 20 40

PIDIREGAS 8 844 6 808 -

Pemex-Gas y Petroquímica Básica 4 245 4 431 3 257Programable 2 516 3 011 3 229

Inversión física 2 386 2 818 3 229Pago deuda Pidiregas 130 193 -

Fondos 32 107 29Inversión física 32 107 29

PIDIREGAS 1 696 1 314 -

Pemex-Petroquímica 1 001 1 298 2 018Programable 784 1 084 2 016

Inversión física 784 1 084 2 016Fondos - 204 2

Inversión física - 204 2PIDIREGAS 217 10 -

Corporativo de Pemex 11 306 34 912 460Inversión física 175 563 460Inversión financiera 11 132 34 349 -

* Incluye intereses capitalizables y Contratos de Obra Pública Financiada (COPF).Nota : A partir de 2009 se elimina el esquema Pidiregas, por transformarse en deuda presupuestaria sus pasivos.

217

Cuadro 5Petróleos Mexicanos: balance nacional de gas natural(millones de pies cúbicos diarios)

2007 2008 2009

Disponibilidad 6 471 7 390 7 462Producción de gas natural 6 058 6 919 7 031Importación 386 447 422Otras corrientes 27 24 9

Destino 6 461 7 398 7 427

Gas a la atmósfera 560 1 347 1 044CO2 13 13 12Gas 547 1 334 1 031

Condensación en gasoductos 244 225 227Encogimiento por extracción de licuables 545 581 654Encogimiento por endulzamiento 137 148 162Consumo Petróleos Mexicanos 1 767 1 893 2 139

Pemex-Exploración y Producción 892 953 1 228Pemex-Refinación 284 308 301Pemex-Gas y Petroquímica Básica 268 287 291Pemex-Petroquímica 323 344 318Corporativo de Pemex 0 0 0

Ventas internas 3 064 3 086 3 119Sector eléctrico 1 740 1 671 1 801Sector industrial 872 817 710Sector distribuidoras 313 310 290Sector comercializadores - 148 183Sector autogeneración 139 140 136

Exportación 139 107 67

Empaque 5 10 17 Discrepancia estadística 10 - 8 35

1. Incluye desempaque en ductos de Pemex-Exploración y Producción, gas de plantas de líquidos, y otras corrientes en Pemex-Gas y Petroquímica Básica y Pemex-Petroquímica.2. Excluye los volúmenes recirculados en el bombeo neumático, tanto de gas de formación como de gas seco que recibe de Pemex-Gas y Petroquímica Básica. Incluye envío a CNC y CO2 inyectado a yacimientos.3. Incluye el gas de campos (cuadro 26) y gas seco de plantas (cuadro 46).

1

2

3

218

Cuadro 6Petróleos Mexicanos: índices de seguridad industrial

2007 2008 2009

Frecuencia(número de accidentes incapacitantespor millón de horas hombre trabajadas)

Petróleos Mexicanos 0.59 0.47 0.42

Pemex-Exploración y Producción 1.22 0.74 0.72

Pemex-Refinación 0.27 0.24 0.32

Pemex-Gas y Petroquímica Básica 0.10 0.53 0.10

Pemex-Petroquímica 0.48 0.80 0.45

Corporativo de Pemex 0.07 0.12 0.07

Gravedad(número de días perdidos por millón dehoras hombre trabajadas)

Petróleos Mexicanos 35 27 26

Pemex-Exploración y Producción 71 41 44

Pemex-Refinación 16 17 17

Pemex-Gas y Petroquímica Básica 2 44 13

Pemex-Petroquímica 31 43 31

Corporativo de Pemex 2 4 3

219

Cuadro 7Petróleos Mexicanos: protección ambiental y certificaciones

2007 2008 2009*

Protección Ambiental(índices)

Oxidos de azufre (SOx) (t/Mt) 1.62 2.60 2.69

Emisiones de CO2 (t/Mt) 124 150 163

Descargas totales al agua (kg/Mt) 7.71 7.27 11.52

Porcentaje de disposición de residuos 162.07 149.36 133.35peligrosos

Fugas y derrames

- Número 392 329 216

- Volumen (t) 14 992 1 970 7 033

Certificaciones(número)

Certificados de industria limpia acumulados 422 461 570

ISO 9001 43 43 37

ISO 14000 28 28 23

* Cifras preliminares.

220

Cuadro 8Petróleos Mexicanos: número de plazas de trabajoal 31 de diciembre de 2009

Total Definitivas Temporales

Total 153 494 133 593 19 901

Pemex-Exploración y Producción 53 417 40 358 13 059

Pemex-Refinación 46 338 42 837 3 501

Pemex-Gas y Petroquímica Básica 12 991 11 681 1 310

Pemex-Petroquímica 13 786 13 480 306

Corporativo de Pemex 26 962 25 237 1 725

Servicios médicos 12 274 12 086 188

Telecomunicaciones 1 773 1 725 48

Otros 12 915 11 426 1 489

221

Cuadro 9Petróleos Mexicanos: número de plazas de trabajo del Corporativode Pemex al 31 de diciembre de 2009


Total 26 962 25 237 1 725

Dirección Corporativa de Finanzas 1 101 1 101 0

Servicios médicos 12 274 12 086 188

Sede 169 156 13

Central Sur (Picacho) 1 287 1 287 0

Central Norte (Azcapotzalco) 1 754 1 754 0

Madero 1 554 1 549 5

Minatitlán 2 375 2 350 25

Reynosa 921 892 29

Salamanca 640 640 0

Poza Rica 1 181 1 180 1

Villahermosa 2 393 2 278 115

Telecomunicaciones 1 773 1 725 48

Dirección Corporativa de Administración 9 280 8 861 419

Otras áreas corporativas 2 534 1 464 1 070

224

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225

Cuadro 11Pemex-Exploración y Producción: producción acumulada de hidrocarburos al 1 de enero de 2010

Crudo Gas naturalMMb MMMpc

Total 37 846.9 64 223.0

Marina Noreste 16 463.8 7 933.8Cantarell 13 509.6 6 477.8Ku-Maloob-Zaap 2 954.3 1 456.0

Marina Suroeste 5 842.0 7 105.5Abkatún-Pol-Chuc 5 329.2 5 933.0Holok-Temoa 0.0 0.0Litoral de Tabasco 512.7 1 172.5

Norte 5 702.7 21 390.5Aceite Terciario del Golfo 170.9 298.2Burgos 33.3 11 006.8Poza Rica-Altamira 5 421.0 7 441.0Veracruz 77.5 2 644.5

Sur 9 838.4 27 793.2Bellota-Jujo 2 983.7 4 534.8Cinco Presidentes 1 758.1 2 143.2Macuspana 38.7 5 765.2Muspac 1 701.5 9 369.5Samaria-Luna 3 356.5 5 980.5

Nota: Todas las unidades están expresadas a condiciones atmosféricas, y suponen 15.6 °C y 14.7 libras de presión por pulgada cuadrada.

226

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230

Cuadro 16Pemex-Exploración y Producción: equipos de perforación en operaciónpor región y activos integrales(número de equipos promedio)

2007 2008 2009

Total 116 143 176

Total exploración 20 30 26

Región Marina Noreste 1 3 3Cantarell 0 1 -Ku-Maloob-Zaap 1 2 -Exploración Plataforma Continental Sur RMNE - - 3

Región Marina Suroeste 5 6 5Abkatún-Pol Chuc 1 1 -Litoral de Tabasco 3 4 -Holok-Temoa - - 1Exploración Plataforma Continental Sur RMSO 1 2 4

Región Sur 6 11 10Cinco Presidentes - - -Bellota-Jujo 2 2 -Samaria-Luna 1 2 -Muspac 1 0 -Macuspana - - -Exploración Sur 2 7 10

Región Norte 8 10 8Burgos 4 6 5Poza Rica-Altamira - - -Aceite Terciario del Golfo - - -Veracruz 4 4 2Exploración Golfo de México Norte - - 0

Total desarrollo 96 113 150

Región Marina Noreste 17 17 13Cantarell 8 8 6Ku-Maloob-Zaap 9 8 6

Región Marina Suroeste 11 10 9Abkatún-Pol Chuc 2 3 2Litoral de Tabasco 9 8 8

Región Sur 33 36 31Cinco Presidentes 4 4 5Bellota-Jujo 12 13 9Samaria-Luna 11 13 11Muspac 3 3 3Macuspana 3 3 3

Región Norte 35 49 97Burgos 23 26 33Poza Rica-Altamira 9 4 6Aceite Terciario del Golfo - 15 54Veracruz 3 5 5

Nota: La información del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo es oficial a partir de 2008, por lo que sus campos asociados se desincorporaron del Activo Integral Poza Rica-Altamira.

231

Cuadro 17Pemex-Exploración y Producción: número de pozos perforadospor región y activos integrales

2007 2008 2009

Total 615 822 1 490


Región Marina Noreste 2 4 4Cantarell - - -Ku-Maloob-Zaap 2 4 -Exploración Plataforma Continental Sur RMNE - - 4


Región Sur 7 11 17Cinco Presidentes - 2 -Bellota-Jujo 4 2 -Samaria-Luna 1 2 -Muspac 1 4 -Macuspana - - -Exploración Sur 1 1 17


Total desarrollo 566 754 1 419


Región Marina Suroeste 8 20 14Abkatún-Pol Chuc - 7 5Litoral de Tabasco 8 13 9


Región Norte 445 572 1 263Burgos 252 226 362Poza Rica-Altamira 176 33 69Aceite Terciario del Golfo - 289 794Veracruz 17 24 38


232

Cuadro 18Pemex-Exploración y Producción: número de pozos terminadospor región y activos integrales

2007 2008 2009

Total 659 729 1 150


Región Marina Noreste 2 4 4Cantarell - 1 -Ku-Maloob-Zaap 2 3 -Exploración Plataforma Continental Sur RMNE - - 4


Región Sur 6 11 19Cinco Presidentes - 1 -Bellota-Jujo 2 2 -Samaria-Luna 2 2 -Muspac 1 4 -Macuspana 1 - -Exploración Sur - 2 19


Total desarrollo 610 664 1 075






233

Cuadro 19

por región y activo

2007 2008 2009


Región Marina Noreste 100 100 75Cantarell - 100 -Ku-Maloob-Zaap 100 100 -Exploración Plataforma Continental Sur RMNE - - 75


Región Sur 67 36 42Cinco Presidentes - 100 -Bellota-Jujo 100 0 -Samaria-Luna 50 0 -Muspac 100 50 -Macuspana 0 - -Exploración Sur - 50 42


Total desarrollo 94 92 94





Nota: No se incluyen pozos de proyecto especial, inyectores y taponados por accidente mecánico.

Pemex-Exploración y Producción: porcentaje de éxito en pozos terminados

234

Cuadro 20Pemex-Exploración y Producción: producción de petróleo crudopor región y activos integrales(miles de barriles diarios)

2007* 2008 2009

Petróleo crudo 3 076 2 792 2 601

Región Marina Noreste 2 018 1 746 1 493

Cantarell 1 490 1 040 685Ku-Maloob-Zaap 527 706 808

Región Marina Suroeste 506 500 518

Abkatún-Pol-Chuc 312 308 305Litoral de Tabasco 194 192 212

Región Sur 465 459 498

Cinco Presidentes 45 47 57Bellota-Jujo 190 175 172Samaria-Luna 187 185 200Muspac 34 36 42Macuspana 10 16 27

Región Norte 87 87 93

Poza Rica- Altamira 85 56 59Aceite Terciario del Golfo - 29 30Veracruz 2 2 5

Memorandum:

Condensados entregados a plantas 73 48 45Región Marina Noreste 37 21 17Región Marina Suroeste 21 13 10Región Sur 9 8 7Región Norte 6 6 11

* Producción ajustada y corregida por la presencia de agua.Nota: La información del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo es oficial a partir de 2008, por lo que sus campos asociados se desincorporaron del Activo Integral Poza Rica-Altamira.

235

Cuadro 21Pemex-Exploración y Producción: producción de petróleo crudopor tipo y región(miles de barriles diarios)

2007* 2008 2009

Total 3 076 2 792 2 601

Crudo pesado 2 039 1 766 1 520

Crudo ligero 838 815 812

Crudo superligero 199 210 270


Crudo pesado 1 976 1 702 1 446


Región Marina Suroeste 506 500 518

Crudo pesado 0 0 0




Crudo pesado 11 11 13




Crudo pesado 53 53 61


* Producción ajustada y corregida por la presencia de agua.

236

Cuadro 22Pemex-Exploración y Producción: producción de petróleo crudoen campos seleccionados(miles de barriles diarios)

2007* 2008 2009

Total 3 076 2 792 2 601

Región Marina Noreste 2 018 1 746 1 493Cantarell

Akal-Nohoch ** 1 416 949 560Sihil 12 19 35Chac 13 12 12Ixtoc 12 12 11Kutz 11 11 10

Ku 327 364 353Zaap 113 225 277Maloob 73 113 170Otros 40 42 63

Región Marina Suroeste 506 500 518Ixtal 68 83 108Chuc 87 69 68Bolontiku 54 58 62Sinan 66 59 60Caan 72 67 50Otros 158 164 171

Región Sur 465 459 498Samaria 62 53 49Sen 27 41 46Jujo 51 45 37Pijije 14 18 28Iride 41 34 26Puerto Ceiba 41 33 24Tecominoacán 23 25 24Costero 2 9 18Tizón 7 8 15Cunduacán 14 13 14Cárdenas 14 13 14Guaricho 5 8 12Mora 12 10 11Sunuapa 2 2 9Yagual 11 9 9Otros 140 138 161

Región Norte 87 87 93Bagre 4 9 9Poza Rica 9 7 7Tajín 8 11 7Agua Fría 5 7 7Coapechapa 6 7 7Arenque 8 6 5Otros 47 40 52

* Producción ajustada y corregida por la presencia de agua.** Históricamente Cantarell.

237

Cuadro 23Pemex-Exploración y Producción: producción y distribución de petróleo crudo(miles de barriles diarios)

2007* 2008 2009

Disponibilidad 3 078 2 793 2 603

Producción de petróleo crudo 3 076 2 792 2 601Naftas y condensados 2 2 2

Distribución 3 058 2 754 2 594

A refinerías 1 231 1 216 1 264

Pesado 489 506 481Ligero 722 695 774Superligero 20 15 10

A La Cangrejera 126 131 97

Pesado 16 - -Ligero 79 131 97Superligero 31 - -

A terminales de exportación 1 701 1 407 1 232

Pesado ** 1 487 1 254 1 072Ligero 41 22 15Superligero 174 130 145

Empaque, movimiento de inventarios, inyecciones, 20 39 10traspasos, mermas y diferencias estadísticas

Pesado 48 6 -32Ligero -4 -33 -74Superligero -24 66 116

* Producción ajustada y corregida por la presencia de agua.** Incluye crudo pesado de Altamira.

238

Cuadro 24Pemex-Exploración y Producción: producción de gas naturalpor región y activos integrales(millones de pies cúbicos diarios)

2007 2008 2009

Total 6 058 6 919 7 031

Gas asociado 3 445 4 320 4 480


Cantarell * 945 1 629 1 455Ku-Maloob-Zaap 212 273 327

Región Marina Suroeste 993 1 023 1 112

Abkatún-Pol-Chuc 544 569 580Litoral de Tabasco 448 454 531

Región Sur 1 164 1 254 1 420

Cinco Presidentes 56 62 68Bellota-Jujo 240 251 261Samaria-Luna 518 572 679Muspac 311 300 279Macuspana 40 70 135


Poza Rica-Altamira 131 88 85Aceite Terciario del Golfo - 52 79Veracruz 1 1 3

Gas no asociado 2 613 2 599 2 550


Cinco Presidentes 6 6 2Macuspana 183 190 178

Región Norte 2 424 2 403 2 371

Burgos 1 412 1 383 1 515Poza Rica-Altamira 92 64 49Veracruz 921 956 807

Nota: La información del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo es oficial a partir de 2008, por lo que sus campos asociados se desincorporaron del Activo Integral Poza Rica-Altamira. * Incluye nitrógeno.

239

Cuadro 25Pemex-Exploración y Producción: producción de gas naturalen campos seleccionados(millones de pies cúbicos diarios)

2007 2008 2009

Total 6 058 6 919 7 031

Región Marina Noreste 1 157 1 901 1 782Cantarell

Akal -Nohoch 893 1 585 1 407Ixtoc 27 22 20Sihil 11 9 14Chac 5 5 5Kutz 5 5 5

Ku 146 159 181Otros 70 116 151

Región Marina Suroeste 993 1 023 1 112May 143 206 268Ixtal 135 167 212Caan 186 201 173Sinan 144 112 120Bolontiku 87 79 83Chuc 98 76 76Otros 200 183 180

Región Sur 1 353 1 451 1 600Sen 69 115 137Costero 23 61 124Iride 106 100 102Narvaez 84 94 95Samaria 96 85 94Tizón 37 48 93Pijije 40 43 79Jujo 56 66 74Giraldas 61 70 67Cunduacán 71 62 65Muspac 62 57 39Oxiacaque 52 72 36Copano 48 41 34Cráter 12 15 27Tecominoacán 28 29 26Cárdenas 28 27 26José Colomo 29 27 24Sunuapa 4 5 23Otros 447 434 431

1. Incluye nitrógeno.2. Históricamente Cantarell.

1 2

240

Cuadro 25Pemex-Exploración y Producción: producción de gas naturalen campos seleccionados(millones de pies cúbicos diarios)

(continuación)

2007 2008 2009

Región Norte 2 556 2 544 2 537Lizamba 243 301 264Papán 57 211 244Culebra 163 147 113Apertura 170 150 101Forastero 21 48 99Arcabuz 94 91 91Velero 113 86 87Cuitláhuac 97 84 84Nejo 18 40 80Fundador 86 77 66Arquimia 202 119 55Lankahuasa 92 64 49Corindon 45 49 47Otros 1 155 1 078 1 157

241

Cuadro 26Pemex-Exploración y Producción: producción y distribución de gas natural(millones de pies cúbicos diarios)

2007 2008 2009

Disponibilidad 7 211 8 055 8 198

Producción 6 058 6 919 7 031

Gas amargo 3 415 4 236 4 315Gas dulce 2 644 2 682 2 716

De Pemex-Gas y Petroquímica Básica 1 153 1 136 1 167

Distribución 7 211 8 055 8 198

Consumo propio 785 848 1 128

A la atmósfera 560 1 347 1 044

Bióxido de carbono (CO2) 13 13 12Gas natural 547 1 334 1 032

Empaque neto - 8 - 9 8

CO2 inyectado a yacimientos 8 5 6

Encogimiento en compresión y transporte 244 225 227

A Pemex -Refinación 2 2 2

A Pemex-Gas y Petroquímica Básica 5 621 5 638 5 784

Directo a ductos 1 334 1 382 1 326A plantas de proceso 4 287 4 256 4 458

Endulzadoras 3 150 3 190 3 388Criogénicas 1 138 1 066 1 070

Diferencias estadísticas,errores de medición y mermas 0 0 0

1. Incluye nitrógeno.2. Incluye gas de campos y residual de PGPB usado en la operación e inyectado a yacimientos. No incluye entrega a la CNC.3. Incluye gas para bombeo neumático.

1

2

3

242

Cuadro 27Pemex-Exploración y Producción: producción de petróleo crudo y gas naturalpor entidad federativa

2007 2008 2009

Petróleo crudo (Mbd) 3 076 * 2 792 2 601

Aguas territoriales 2 539 2 266 2 030Tabasco 428 419 450Veracruz 62 58 63Chiapas 31 34 40Tamaulipas 9 9 9Puebla 5 7 9San Luis Potosí 0 0 1

Gas natural (MMpcd) 6 058 6 919 7 031

Aguas territoriales** 2 280 3 026 2 976Tabasco 1 099 1 215 1 377Chiapas 245 227 214Tamaulipas 989 937 957Nuevo León 397 391 432Veracruz 1 008 1 048 922Puebla 7 11 19Coahuila 31 61 134Campeche 2 2 1San Luis Potosí 0 0 0

* Producción ajustada y corregida por la presencia de agua.** Incluye nitrógeno.

243

Cuadro 28Pemex-Exploración y Producción: valor de las ventas a otras empresas subsidiarias(millones de pesos)

2007 2008 2009

Total 894 372 1 136 793 828 182

A Pemex-Refinación 301 846 431 951 347 215

Petróleo crudo 303 585 431 899 347 181Pesado 110 870 165 605 125 543Ligero 187 140 259 750 218 910Superligero 5 576 6 545 2 727

Gas húmedo amargo 36 50 35

Otros -1 775 2 0

A Pemex-Gas y Petroquímica Básica 146 505 188 743 110 766

Gas natural 134 269 176 920 102 768Amargo 73 892 98 965 60 857Seco 32 829 46 121 23 507Dulce 27 547 31 834 18 404

Condensados 12 170 11 596 7 761Amargos 10 586 9 134 4 885Dulces 1 584 2 463 2 876

Ajuste comercial a PGPB - 45 - - 63

Otros 111 226 300

A Pemex-Petroquímica 31 938 49 503 25 650

Petróleo crudo 32 043 49 503 25 650Pesado 3 748 - -Ligero 19 457 49 503 25 650Superligero 8 839 - -

Ajuste comercial a PPQ - 105 - -

Otros 0 0 -

A Pemex Internacional 414 061 466 578 344 547

Petróleo crudo 414 061 466 578 344 547Maya 351 089 404 631 290 924Olmeca 48 802 50 967 45 828Istmo 11 462 7 640 4 349Altamira 2 707 3 341 3 446

Al Corporativo de Pemex 22 17 3

244

Cuadro 29Pemex-Exploración y Producción: volumen de ventasa otras empresas subsidiarias(miles de barriles diarios)

2007 2008 2009

A Pemex-Refinación

Petróleo crudo 1 230 1 217 1 264Pesado 487 505 481Ligero 723 697 774Superligero 20 15 10

Gas húmedo amargo (MMpcd) 2 2 2

A Pemex-Gas y Petroquímica Básica

Gas natural (MMpcd) 5 621 5 638 5 784Amargo * 3 161 3 192 3 389Seco 1 334 1 382 1 325Dulce * 1 126 1 064 1 070

Condensados 73 48 45Amargos 67 42 34Dulces 6 6 11

Otros 0 1 2

A Pemex-Petroquímica

Petróleo crudo 126 131 97Pesado 16 - -Ligero 79 131 97Superligero 31 - -

A Pemex-Internacional **

Petróleo crudo 1 686 1 403 1 225Maya 1 460 1 240 1 055Olmeca 173 130 143Istmo 41 23 14Altamira 13 11 13

* Incluye bombeo neumático.** Volúmenes medidos a 60 ºF.

245

Cuadro 30Pemex-Exploración y Producción: gasto de inversión devengado por proyecto(millones de pesos)

2007 2008 2009

Total 201 155 221 049 236 495



Fondos 30 139 2 277 401

Inversión física 474 3 401Pago deuda Pidiregas 29 665 2 275 -

PIDIREGAS 145 349 168 833 -

Inversión física 140 773 166 356 -Intereses Capitalizables 4 577 2 478 -

Programas y proyectos 201 155 221 049 236 495

Burgos* 24 347 25 786 22 993

Cantarell 51 331 53 718 54 535

Delta del Grijalva 2 682 5 019 5 110

Ku - Maloob - Zaap 40 078 32 945 27 284

Programa Estratégico de Gas 29 389 35 396 37 108

Proyecto Aceite Terciario del Golfo 5 891 10 824 27 353

Arenque 4 407 2 767 2 346

Ayin - Alux 17 43 1 205

* Incluye intereses capitalizables y Contratos de Obra Pública Financiada (COPF).Nota : A partir de 2009 se elimina el esquema Pidiregas, por transformarse en deuda presupuestaria sus pasivos.

246

Cuadro 30Pemex-Exploración y Producción: gasto de inversión devengado por proyecto(millones de pesos)

(continuación)

2007 2008 2009

Bellota - Chinchorro 3 839 4 741 5 428

Caan 5 106 4 711 3 766

Cactus - Sitio Grande 1 660 2 027 1 552

Cárdenas 535 1 077 1 412

Carmito Artesa 620 673 487

Complejo Antonio J. Bermúdez 10 599 12 975 12 392

Chuc 4 715 5 176 4 759

El Golpe - Puerto Ceiba 3 218 2 928 2 218

Ek - Balam 1 922 2 439 5 127

Jujo - Tecominoacán 4 675 7 778 7 346

Lakach - 269 260

Och - Uech - Kax 106 1 027 538

Poza Rica 1 344 2 899 4 289

Yaxche 771 1 915 5 077

Otros 3 903 3 916 3 912

247

Cuadro 31Pemex-Exploración y Producción: número de plazas de trabajoal 31 de diciembre de 2009


Total 53 417 40 358 13 059

Región Marina Noreste 5 256 4 312 944Gerencia de Proyectos Región Marina Noreste 206 40 166Gerencia de Proyectos de Explotación Noreste 14 14 0Región Marina Noreste (Cd. del Carmen, Camp.) 1 539 1 381 158Activo Integral Cantarell, Cd. del Carmen, Camp. 2 399 2 253 146Activo Integral Ku-Maloob-Zaap, Cd. del Carmen, Camp. 1 038 565 473Servs.de Recs.Hums.y Tecs.Inf. Sonda Campeche,Camp. 60 59 1

Región Marina Suroeste 3 704 3 373 331Gerencia de Proyectos Región Marina Suroeste 109 48 61Activo Integral Holok Temoa 77 63 14Gerencia de Proyectos de Explotación Suroeste 1 1 0Activo Integral Litoral Tabasco, Dos Bocas, Tab. 282 201 81Activo Integral Abkatun-Pol Chuc, Dos Bocas, Tab. 1 425 1 346 79Región Marina Suroeste Cd. del Carmen, Camp. 1 484 1 436 48Activo Regional Exploración Marina, Cd. del Carmen, Camp. 247 208 39Servs.de Recs.Hums.y Tecs.Inf.Sonda Campeche, Camp. 79 70 9

Región Sur 11 915 10 865 1 050Gerencia de Proyectos de Explotación Sur 17 17 0Región Sur (Villahermosa, Tab.) 1 308 1 285 23Activo Integral Macuspana, Cd. Pemex, Tab. 1 228 918 310Activo Integral Muspac, Reforma, Chis. 1 835 1 705 130Activo Integral Bellota-Jujo 2 481 2 233 248Activo Integral Samaria-Luna 1 896 1 726 170Activo Integral Cinco Presidentes, Agua Dulce, Ver 2 575 2 558 17Activo Regional de Exploración Sur, Villahermosa, Tab. 575 423 152

Región Norte 9 832 8 539 1 293Gerencia de Proyectos Región Norte 93 56 37Activo Integral Aceite Terciario del Golfo 217 78 139Gerencia de Proyectos de Explotación Norte 17 17 0Activo Integral Veracruz, Veracruz, Ver. 1 049 882 167Activo Integral Burgos, Reynosa, Tamps. 2 052 1 705 347Activo Integral Poza Rica-Altamira, Poza Rica, Ver. 4 933 4 511 422Activo Regional Exploración Norte, Poza Rica, Ver. 532 392 140Región Norte Poza Rica, Ver. 939 898 41

División Marina de Perforación 4 746 2 199 2 547

División Norte de Perforación 6 369 2 746 3 623

División Sur de Perforación 4 741 2 669 2 072

Coordinación de Servicios Marinos 4 828 3 768 1 060

Sede México 952 925 27

Sede Villahermosa 899 787 112

Sede Villahermosa Unidad de Perforación 175 175 0

Pemex-Refinación

250

Cuadro 32Pemex-Refinación: proceso de petróleo crudo en el Sistema Nacional de Refinación(miles de barriles diarios)

2007 2008 2009

Recibo de petróleo crudo 1 1 275 1 262 1 293

Variación de inventarios 5 1 - 2

Proceso de petróleo crudo en refinerías 1 270 1 261 1 295

Petróleo crudo 1 270 1 261 1 295Pesado 484 502 481Ligero 722 693 768Superligero 20 15 10Reconstituido 45 51 36

Elaboración de productos en refinerías 1 312 1 307 1 343

Gas licuado 27 26 27Gasolinas 456 451 472Turbosina 66 64 57Diesel 334 344 337Combustóleo 2 301 289 316Otros 128 134 134

Despuntadora de La Cangrejera 3

Recibo de petróleo crudo 126 131 98

Pesado 20 - -Ligero 68 131 98Superligero 38 - -

Variación de inventarios 1 0 -

Proceso de petróleo crudo 4 127 132 98

Elaboración de despuntado 98 77 -

Elaboración de nafta 28 25 -

1. Incluye crudo reconstituido y otras corrientes.2. Incluye transferencias de combustóleo de despuntadora de La Cangrejera.3. Para fines estadísticos y de comparación las cifras a partir 2007 correspondientes a La Cangrejera, se conservan en este cuadro, aún cuando los activos se transfirieron a Pemex Petroquímica.4. Incluye traspasos de aromáticos y gasolinas.

251

Cuadro 33Pemex-Refinación: proceso de petróleo crudo por refinería(miles de barriles diarios)

2007 2008 2009

Total 1 270 1 261 1 295

Cadereyta 210 208 217Pesado 102 115 101Ligero 108 94 116Superligero - - 0Reconstituido 0 - -

Madero 141 152 152Pesado 110 120 117Ligero 31 32 34Superligero - - 0Reconstituido 0 - -

Minatitlán 170 162 167Pesado 57 54 55Ligero 113 108 111Superligero - - 0

Salamanca 188 192 192Pesado 38 52 45Ligero 126 125 139Superligero 20 15 7Reconstituido 4 1 1

Salina Cruz 272 279 277Pesado 100 86 87Ligero 136 142 154Superligero - - 1Reconstituido 36 51 35

Tula 289 267 290Pesado 76 76 76Ligero 207 191 213Superligero - - 1Reconstituido 5 - -

252

Cuadro 34Pemex-Refinación: elaboración de productos(miles de barriles diarios)

2007 2008 2009

Petrolíferos 1 312 1 307 1 343

Gas seco 1 55 55 55

Gas licuado 27 26 27

Gasolinas 456 451 472Pemex Magna 426 419 446

Magna 426 419 364Magna UBA 2 - - 82

Pemex Premium 26 25 23Base 4 7 3Otras 0 0 0

Querosenos 66 64 57Turbosina 66 64 57

Diesel 334 344 337Pemex Diesel 326 336 291Diesel UBA 3 - - 45Carga a HDS 8 7 1

Combustóleo 4 301 289 316Pesado 301 288 316Intermedio 15 0 1 0

Asfaltos 32 34 32

Lubricantes 5 5 4

Coque 32 36 37

Otros 3 4 5

Petroquímicos (Mt) 1 121 1 071 1 178

Memorándum

Retorno de productos por maquila 2 - -

Gasolina 5 2 - -

1. Mbpced.2. Se inició producción de magna UBA en 2009.3. Se empezó producción de diesel UBA en 2009.4. Incluye transferencias de despuntado de La Cangrejera a combustóleo.5. Incluye componentes.

253

Cuadro 35Pemex-Refinación: elaboración de productos petrolíferos por refinería, 2009(miles de barriles diarios)

Total Cadereyta Madero

Total 1 343 225 161

Gas seco 1 55 12 9

Gas licuado 27 3 0

Gasolinas 472 85 61Pemex Magna 446 77 56

Magna 364 63 56Magna UBA 2 82 15 -

Pemex Premium 23 6 4Base 3 3 2 1Otras 0 - -

Querosenos 57 5 6Turbosina 57 5 6

Diesel 337 86 43Pemex Diesel 291 58 43Diesel UBA 4 45 28 -Carga a HDS 1 - 0

Combustóleo 316 9 17Pesado 316 9 16Intermedio 15 0 - 0

Asfaltos 32 4 4

Lubricantes 4 - -

Coque 37 20 17

Otros 5 - 4

1. Mbpced.2. Se inició producción de magna UBA en 2009.3. Incluye gasolinas de transferencias.4. Se empezó producción de diesel UBA en 2009.

254

Cuadro 35Pemex-Refinación: elaboración de productos petrolíferos por refinería, 2009(miles de barriles diarios)

(continuación)

Minatitlán Salamanca Salina Cruz Tula

Total 180 189 290 299

Gas seco 1 5 9 11 9

Gas licuado 7 2 5 10

Gasolinas 62 62 95 106Pemex Magna 62 59 85 106

Magna 62 40 85 58Magna UBA 2 - 19 - 48

Pemex Premium 0 3 10 0Base 3 - - 0 -Otras - - - 0

Querosenos 0 9 15 22Turbosina 0 9 15 22

Diesel 38 45 64 60Pemex Diesel 37 36 64 53Diesel UBA 4 0 9 - 7Carga a HDS 1 - - -

Combustóleo 67 42 95 86Pesado 67 42 95 86Intermedio 15 - - - -

Asfaltos - 14 4 5

Lubricantes - 4 - -

Coque - - - -

Otros - 1 - -

1. Mbpced.2. Se inició producción de magna UBA en 2009.3. Incluye gasolinas de transferencias.4. Se empezó producción de diesel UBA en 2009.

255

Cuadro 36Pemex-Refinación: valor de las ventas a otras empresas subsidiarias(millones de pesos)

2007 2008 2009

Total 40 921 56 204 63 840 A Pemex-Exploración y Producción 5 162 5 476 7 656

Diesel 4 484 4 816 6 836Gasolinas 170 169 184Otros 509 491 635

A Pemex-Gas y Petroquímica Básica 8 398 9 647 7 987Gas licuado 7 073 7 078 6 594Materia prima para negro de humo 1 019 1 430 1 149Gasolinas 40 40 46Diesel 29 29 42Azufre 113 941 30Otros 124 128 126

A Pemex-Petroquímica 3 510 3 205 2 601Naftas 2 644 2 484 1 958Propileno 355 187 253Diesel 53 73 102Gasolinas 11 12 14Gas nafta - - 9Isopropanol 2 3 3Otros 444 445 263

A Pemex Internacional 23 258 37 127 44 852Combustóleo 6 004 12 544 30 516Residuo largo 13 430 18 458 11 098Diesel 2 140 2 858 1 449Turbosina 1 130 2 770 1 442Gasolinas 461 387 346Propileno 94 110 -

Al Corporativo de Pemex 592 749 744Asfaltos 441 589 496Otros 152 160 248

256

Cuadro 37Pemex-Refinación: volumen de ventas a otras empresas subsidiarias(miles de barriles diarios)

2007 2008 2009

A Pemex-Exploración y Producción Diesel 16 16 19Gasolinas 1 0 0Otros 1 1 1

A Pemex-Gas y Petroquímica Básica Gas licuado 38 37 38Materia prima para negro de humo 6 6 5Gasolinas 0 0 0Diesel 0 0 0Azufre (Mt) 383 380 409Otros 0 - -

A Pemex-Petroquímica Naftas 8 6 6Propileno (Mt) 36 14 22Diesel 0 0 0Gasolinas 0 0 0Gasnafta - - 0Isopropanol (Mt) 0 0 0Otros 0 0 0

A Pemex Internacional Combustóleo 34 59 121Residuo largo 53 50 41Diesel 9 8 5Turbosina 3 6 4Gasolinas 4 2 2Propileno 0 0 -

Al Corporativo de PemexAsfaltos 2 2 1Otros 0 0 1

257

Cuadro 38Pemex-Refinación: valor de las ventas internas *(millones de pesos)

2007 2008 2009

Total 421 623 490 004 466 118

Petrolíferos 419 115 486 715 463 259

Gasolinas 247 625 266 287 258 778Pemex Magna 209 007 231 071 233 307Pemex Premium 38 332 34 910 25 180Gasaviones 213 237 241Otras ** 74 69 50

Querosenos 23 377 31 947 18 330Turbosina 23 369 31 936 18 321Otros 8 11 9

Diesel 96 920 111 425 121 521Pemex Diesel 84 752 96 435 106 129Industrial 8 178 9 773 11 023Marino 3 990 5 217 4 370

Gasóleo doméstico 176 91 110

Combustóleo 42 396 61 670 51 908Pesado 41 803 60 931 51 366Intermedio 15 593 739 541

Asfaltos 6 107 11 493 10 277Lubricantes 2 168 3 318 2 000Parafinas 248 372 235Coque 98 113 99

Petroquímicos 2 508 3 288 2 859

* No incluye impuestos ni fletes.** Incluye la gasolina de llenado inicial.

258

Cuadro 39Pemex-Refinación: volumen de ventas internas(miles de barriles diarios)

2007 2008 2009


Gasolinas 761 793 792Pemex Magna 659 706 728Pemex Premium 101 86 64Gasaviones 1 1 0Otras * 0 0 0

Querosenos 68 65 55Turbosina 68 65 55Otros 0 0 0

Diesel 358 382 359Pemex Diesel 315 332 315Industrial 29 32 32Marino 15 18 13

Gasóleo doméstico 1 0 0

Combustóleo 257 220 209Pesado 254 217 207Intermedio 15 3 2 2

Asfaltos 30 33 31Lubricantes 6 6 5Parafinas 1 1 1Coque 33 36 38

Petroquímicos (Mt) 291 279 365

* Incluye la gasolina de llenado inicial.

259

Cuadro 40Pemex-Refinación: valor y volumen de las ventas internas de productospetrolíferos por producto y región, 2009

Total Gasolinas Querosenos* Diesel Combustóleo Otros

Valor(millones de pesos)

Total 463 259 258 778 18 440 121 521 51 908 12 612

Centro 119 500 73 092 7 209 24 295 13 099 1 806

Centro-Occidente 109 034 59 741 2 927 29 053 10 230 7 083

Noreste 86 290 49 988 1 862 29 133 3 061 2 247

Sur-Sureste 90 734 42 717 4 421 21 615 20 505 1 476

Noroeste 57 701 33 241 2 022 17 426 5 013 -

Volumen(miles de barriles diarios)

Total 1 490 792 55 359 209 74

Centro 380 224 22 72 56 6

Centro-Occidente 339 184 9 86 41 20

Noreste 299 152 6 86 12 44

Sur-Sureste 298 133 13 64 84 4

Noroeste 174 100 6 51 17 -

* Incluye gasóleo doméstico.

260

Cuadro 41Pemex-Refinación: valor del comercio exterior(millones de dólares)

2007 2008 2009

Exportaciones netas -11 929 -16 458 -8 741

Exportaciones 2 128 3 406 3 338

Gasolinas 42 36 26

Turbosina 104 259 106

Diesel 196 220 105

Combustóleo 548 1 122 2 281

Residuo largo 1 230 1 711 820

Otros 9 59 -

Importaciones 14 057 19 864 12 079

Gasolinas 10 676 14 374 9 170

Naftas 241 236 152

Diesel 1 961 3 379 1 381

Gasóleo de vacío 531 271 272

Combustóleo 385 1 158 943

Isobutano 119 167 116

Otros 144 278 44

261

Cuadro 42Pemex-Refinación: volumen del comercio exterior(miles de barriles diarios)

2007 2008 2009

Exportaciones 103 126 174

Gasolinas 4 2 2

Turbosina 3 6 4

Diesel 9 6 5

Combustóleo 34 59 121

Residuo largo 53 50 41

Otros 0 2 -

Importaciones 412 464 439

Gasolinas 308 340 329

Naftas 8 6 6

Diesel 53 68 48

Gasóleo de vacío 18 7 11

Combustóleo 17 33 39

Isobutano 4 5 5

Otros 4 5 2

262

Cuadro 43Pemex-Refinación: gasto de inversión devengado por proyecto(millones de pesos)

2007 2008 2009

Total 20 291 22 270 17 094



Fondos - 20 40

Inversión física - 20 40

PIDIREGAS 8 844 6 808 -

Proyectos estratégicos 487 489 4 631

Minatitlán * - - 4 016

Proyecto Cadereyta 6 39 1

Mejoramiento al "pool" de gasolinas 2 - -refinería Ciudad Madero, Tamps.

Ingeniería básica, consultoría y asistencia 421 369 -en la administración, monitoreo y coordinaciónde la obra y trabajo de supervisión de lareconfiguración de las refinerías

Implantación del sistema SCADA a 7 poliductos 5 18 143de la Red Nacional de Ductos

Combate al mercado ilícito 53 63 -

Conversión de residuales Salamanca - - 41

Calidad de los combustibles - - 430

Pagos por reconfiguraciones de refinerías 4 243 4 938 -

Cadereyta 2 866 2 411 -Madero 760 2 400 -Tula 245 30 -Salamanca 371 97 -

Proyectos operacionales 5 372 8 738 10 765

Otras inversiones 1 345 1 277 1 658

PIDIREGAS 8 844 6 808 -

Minatitlán * 8 844 6 808 -

* Proyecto que por disposición del Gobierno Federal se ejecuta con recursos del gasto programable a partir de 2009Nota: A partir de 2009 se elimina el esquema Pidiregas, por transformarse en deuda presupuestaria sus pasivos.

263

Cuadro 44Pemex-Refinación: número de plazas de trabajoal 31 de diciembre de 2009


Total 46 338 42 837 3 501

Producción 22 869 21 629 1 240

Salamanca 4 582 4 464 118Tula 3 621 3 308 313Madero 4 227 4 134 93Cadereyta 3 207 3 121 86Minatitlán 4 084 3 849 235Salina Cruz 3 148 2 753 395

Distribución 10 221 9 098 1 123

Gerencia de Operación y Mantenimiento 6 210 5 718 492Subgerencia Transporte Ductos Centro 1 118 988 130Subgerencia Transporte Ductos Golfo 715 561 154Subgerencia Transporte Ductos Sureste 1 182 1 025 157Subgerencia Transporte Ductos Norte 674 508 166Subgerencia Transporte Ductos Pacífico 322 298 24

Almacenamiento y Reparto 9 975 8 997 978

Norte 2 113 1 815 298Pacífico 2 156 2 002 154Centro 3 238 3 052 186Golfo 2 468 2 128 340

Oficinas sede 3 273 3 113 160

266

Cuadro 45Pemex-Gas y Petroquímica Básica: proceso de gas y condensados(millones de pies cúbicos diarios)

2007 2008 2009

Proceso de gas

Gas húmedo procesado 4 283 4 240 4 436Proceso de gas húmedo amargo 3 162 3 188 3 381Proceso de gas húmedo dulce 1 120 1 052 1 055

Proceso de condensados (Mbd) 79 54 51

Condensados dulces 6 6 11Condensados amargos 67 42 34Corrientes internas 6 6 6

Producción

Gas seco * 3 546 3 461 3 572Líquidos del gas y condensados (Mbd) 405 376 378

Líquidos del gas 327 319 326Condensados estabilizados 69 47 44Otras corrientes 9 10 8

Productos totales (Mbd) 405 376 378Gas licuado 199 182 181Etano 119 117 121Gasolinas naturales 85 74 76Otros ** 2 2 1

Azufre (Mt) 659 660 712

* No incluye etano a ductos de gas seco.** Productos pesados de Reynosa y líquidos C2+ del CPG Arenque.

267

Cuadro 46Pemex-Gas y Petroquímica Básica: balance de gas seco(millones de pies cúbicos diarios)

2007 2008 2009

Origen 5 353 5 367 5 393

Producción 3 546 3 461 3 572Etano a ductos de gas seco 87 76 74Directo de campos 1 334 1 382 1 325Importación 386 447 422

Destino 5 330 5 369 5 363

Consumo Petróleos Mexicanos 2 128 2 176 2 177

Ventas a otros organismos 1 859 1 889 1 886Pemex-Exploración y Producción * 1 253 1 238 1 268Pemex-Refinación 282 306 299Pemex-Petroquímica 323 344 318Corporativo de Pemex 0 0 0

Autoconsumo PGPB 268 287 291

Exportación 139 107 67

Ventas internas ** 3 064 3 086 3 119Sector eléctrico 1 740 1 671 1 801Sector industrial 872 817 710Sector distribuidoras 313 310 290Sector comercializadores - 148 183Sector autogeneración 139 140 136

Empaque 0 - 1 1

Diferencia estadística 22 - 2 30

* Incluye bombeo neumático.** Volúmenes medidos.

268

Cuadro 47Pemex-Gas y Petroquímica Básica: valor de las ventasa otras empresas subsidiarias(millones de pesos)

2007 2008 2009

Total 55 986 75 212 42 047

A Pemex-Exploración y Producción 30 083 40 097 22 064

Gas seco * 29 567 39 457 21 504Otros 516 640 560


Gas seco 7 222 10 431 5 585Butanos 3 639 3 320 2 686Gasolinas 367 410 210Líquidos del Gas 189 286 123Residuo de Fraccionadora 284 35 -Otros 137 402 333

A Pemex-Petroquímica 14 038 20 196 11 017

Gas seco 7 824 11 297 5 486Etano 4 519 6 502 3 727Gasolinas 1 492 2 113 1 624Propano 10 48 4Hexano 0 1 9Otros 193 234 169

Al Corporativo de Pemex 28 35 28

Gas seco 12 16 9Otros 16 19 19

* A partir de 2008, incluye ventas de gas seco para regeneración y venteo de nitrógeno en la planta NRU.

269

Cuadro 48Pemex-Gas y Petroquímica Básica: volumen de ventas a otras empresas subsidiarias(miles de barriles diarios)

2007 2008 2009

A Pemex-Exploración y Producción

Gas seco (MMpcd) * 1 253 1 238 1 268Otros 1 1 1

A Pemex-Refinación

Gas seco (MMpcd) 282 306 299Butanos 17 14 14Gasolinas 1 1 1Líquidos del Gas 1 1 1Residuo de Fraccionadora 1 0 -Otros 0 - -

A Pemex-Petroquímica

Gas seco (MMpcd) 323 344 318Etano (Mt) 1 339 1 427 1 555Gasolinas 6 6 7Propano (Mt) 1 5 1Hexano (Mt) 0 0 1

Al Corporativo de Pemex

Gas seco (MMpcd) 0 0 0

* A partir de 2008, incluye ventas de gas seco para regeneración y venteo de nitrógeno en la planta NRU.

270

Cuadro 49Pemex-Gas y Petroquímica Básica: valor de las ventas internas(millones de pesos)

2007 2008 2009

Total 135 138 165 723 109 429

Gas natural 78 644 105 436 58 102

Sector eléctrico 44 403 57 074 33 479Sector industrial 22 568 28 310 13 441Sector distribuidoras 8 093 10 450 5 163Sector comercializadores - 4 785 3 524Sector autogeneración 3 580 4 817 2 494

Gas licuado 54 456 55 972 49 461

Petroquímicos 1 952 4 174 1 847

Materia prima para negro de humo 1 038 1 424 1 150Hexano 345 485 367Butano 141 168 119Pentanos 63 115 74Heptano 68 86 55Propano 61 79 49Azufre 236 1 818 32

Otros 85 141 18

Solventes 82 141 18Petróleo incoloro 3 - 0

271

Cuadro 50Pemex-Gas y Petroquímica Básica: volumen de ventas internas

2007 2008 2009

Gas natural (MMpcd) * 3 064 3 086 3 119

Sector eléctrico 1 740 1 671 1 801Sector industrial 872 817 710Sector distribuidoras 313 310 290Sector comercializadores - 148 183Sector autogeneración 139 140 136

Gas licuado (Mbd) 300 291 281

Petroquímicos (Mt) 1 045 1 101 998

Materia prima para negro de humo 384 354 331Hexano 39 36 34Butano 19 17 17Pentanos 8 11 11Heptano 7 6 5Propano 8 8 8Azufre 579 668 593

Otros (Mt) 21 28 5

Solventes 20 28 5Petróleo incoloro 1 - 0

* Volúmenes medidos.

272

Cuadro 51Pemex-Gas y Petroquímica Básica: valor del comercio exterior (millones de dólares)

2007 2008 2009

Exportaciones netas - 436 - 865 - 432


Gas natural 351 316 103

Gas licuado * 21 3 14

Azufre 19 129 2

Gasolinas naturales 1 911 2 138 1 319

Aceite pesado 0 0 -

Importaciones 2 737 3 452 1 870

Gas natural 996 1 424 633

Gas licuado * 1 095 1 118 771

Propano 645 911 460

Hexano 1 - 6

* Incluye butanos.

273

Cuadro 52Pemex-Gas y Petroquímica Básica: volumen del comercio exterior

2007 2008 2009

Exportaciones

Gas natural (MMpcd) 139 107 67

Gas licuado (Mbd) * 1 0 1

Azufre (Mt) 439 367 522

Gasolinas naturales (Mbd) 76 66 69

Aceite pesado (Mt) 0 1 -

Importaciones


Gas licuado (Mbd) * 54 49 52

Propano (Mbd) 29 39 28

Hexano (Mt) 1 - 6

* Incluye butanos.

274

Cuadro 53Pemex-Gas y Petroquímica Básica: gasto de inversión devengado por proyecto(millones de pesos)

2007 2008 2009

Total 4 245 4 431 3 257


Inversión física 2 386 2 818 3 229Pago deuda Pidiregas 130 193 -

Fondos 32 107 29

Inversión física 32 107 29

PIDIREGAS * 1 696 1 314 -

Proyectos estratégicos 825 133 1 123

Ductos 698 112 172Comercialización y transporte de GLP y petroquímicos básicos 4 - -Producción y plantas industriales 118 21 951Desarrollar y construir infraestructura básica en ecología 5 - -

Proyectos operacionales 165 2 685 2 106

Seguridad 148 472 538Protección ecológica 1 19 58Ahorro de energía - 3 -Modernización 14 522 205Infraestructura 3 213 82Desarrollo tecnológico e ingenierías - 96 7Incremento de capacidad - 50 99Mantenimiento - 1 195 1 011Siniestros - 70 40Tecnologías de información - 44 65

Otras inversiones 1 396 - -

PIDIREGAS 1 696 1 314 -

* Incluye intereses capitalizables.Nota: A partir de 2009 se elimina el esquema Pidiregas, por transformarse en deuda presupuestaria sus pasivos.

275

Cuadro 54Pemex-Gas y Petroquímica Básica: número de plazas de trabajoal 31 de diciembre de 2009


Total 12 991 11 681 1 310

Producción 8 475 7 599 876CPG Cactus, Chis. 1 683 1 571 112CPG Nuevo Pemex, Tab. 1 829 1 716 113CPG Ciudad Pemex, Tab. 1 228 1 187 41CPG Area Coatzacoalcos 1 174 1 058 116CPG Poza Rica, Ver. 768 768 0CPG Reynosa-Burgos, Tamps. 991 533 458CPG La Venta, Tab. 481 462 19CPG Matapionche, Ver. 251 234 17CPG Arenque, Tamps. 70 70 0Residencias de Construcción (Producción) 0 0 0

Terminales de Distribución 645 602 43Ciudad Madero, Tamps. 29 29 0Ciudad Juárez, Chih. 44 43 1San Juan Ixhuatepec 27 25 2Cactus, Chis. 36 33 3Abasolo, Gto. 31 30 1Rosarito, B.C. 31 30 1Topolobampo, Sin. 58 55 3Zapopan, Jal. 41 40 1Puebla, Pue. 40 39 1Terrestre Salina Cruz, Oax. 32 25 7Poza Rica, Ver. 24 21 3Tepeji del Río, Hgo. 41 35 6Tula, Hgo. 44 38 6Refrigerada Salina Cruz, Oax. 101 101 0Matapionche, Ver. 5 5 0Monterrey, N.L. 36 35 1Representaciones 25 18 7

Ductos 2 272 1 974 298Venta de Carpio 164 139 25Salamanca 163 156 7Guadalajara 82 82 0Tlaxcala 162 145 17Cárdenas 176 138 38Minatitlán 222 197 25Mendoza 176 176 0Veracruz 187 140 47Monterrey 203 188 15Torreón 104 95 9Chihuahua 138 129 9Reynosa 161 134 27Madero 119 111 8Nuevo Pemex 78 72 6Sector Sistema San Fernando 47 9 38Unidad de Apoyo Monterrey 28 28 0Unidad de Apoyo Venta de Carpio 31 31 0Unidad de Apoyo Veracruz 4 4 0Residencias de Construcción (Ductos) 27 0 27


Sede regional 388 301 87

Pemex-Petroquímica

278

Cuadro 55Pemex-Petroquímica: elaboración de productos petroquímicos(miles de toneladas)

2007 2008 2009

Total 7 497 7 841 7 587

Derivados del metano 1 859 2 202 1 962

Anhídrido carbónico 1 087 1 262 1 172Amoniaco 760 896 790Metanol 12 44 -

Derivados del etano 2 607 2 604 2 695

Etileno 1 001 1 062 1 160Polietileno baja densidad 358 412 495Oxido de etileno 301 344 280Dicloroetano 391 267 259Polietileno alta densidad 157 170 195Cloruro de vinilo 235 157 155Glicoles etilénicos 163 193 152

Aromáticos y derivados 1 338 1 354 1 233

Hidrocarburo de alto octano 124 249 433Gasolina amorfa 253 296 186Tolueno 175 153 139Etilbenceno 149 136 105Estireno 134 120 91Gasolina base octano - - 89Benceno 118 101 79Xilenos 5° 30 46 60Aromina 100 120 104 37Aromáticos pesados 14 15 9Fluxoil 4 3 4Paraxileno 187 112 -Ortoxileno 29 19 -

Nota: A partir de 2007 los activos de La Cangrejera que pertenecían a Pemex-Refinación se transfirieron a Pemex-Petroquímica.

279

Cuadro 55Pemex-Petroquímica: elaboración de productos petroquímicos(miles de toneladas)

(continuación)

2007 2008 2009

Propileno y derivados 47 17 31

Propileno 20 17 17Acrilonitrilo 24 - 12Acido cianhídrico 3 - 1Acetonitrilo 1 - 1

Otros 1 646 1 664 1 666

Oxígeno 410 455 445Líquidos de BTX 213 235 197Nitrógeno 106 135 149Pentanos isomerizados - - 140Pentanos 112 89 139Hidrógeno 161 148 110Acido clorhídrico 141 93 92Nafta Pesada 194 147 86Butanos 95 106 79Líquidos de pirólisis 45 46 48Hexano 56 54 46Butadieno crudo 35 33 37Acido muriático 50 49 37Gasnafta - 38 29Heptano 13 23 20Especialidades petroquímicas 11 11 11Ceras polietilénicas 2 2 2Isohexano 3 0 -


280

Cuadro 56Pemex-Petroquímica: elaboración de productos petroquímicos por complejo (miles de toneladas)

2007 2008 2009

Total 7 497 7 841 7 587

Cosoleacaque 1 748 2 059 1 871Anhídrido carbónico 989 1 163 1 080Amoniaco 760 896 790

La Cangrejera 3 239 3 207 3 192Etileno 470 409 511Hidrocarburo de alto octano 124 249 433Polietileno baja densidad 267 258 288Líquidos de BTX 213 235 197Gasolina amorfa 253 296 186Pentanos isomerizados - - 140Tolueno 175 153 139Pentanos 112 89 139Oxígeno 133 148 129Hidrógeno de BTX 161 148 110Etilbenceno 149 136 105Oxido de etileno 96 116 96Estireno 134 120 91Nafta pesada 194 147 86Butanos 95 106 79Benceno 118 101 79Xilenos 5° 30 46 60Hexano 56 54 46Aromina 100 120 104 37Nitrógeno 30 33 29Butadieno crudo 19 14 22Aromáticos pesados 14 15 9Paraxileno 187 112 -Ortoxileno 29 19 -Otros 60 100 181


281

Cuadro 56Pemex-Petroquímica: elaboración de productos petroquímicos por complejo (miles de toneladas)

(continuación)

2007 2008 2009

Morelos 1 482 1 824 1 833Etileno 396 534 526Oxígeno 276 307 316Polietileno lineal de baja densidad 81 154 206Polietileno alta densidad 157 170 195Oxido de etileno 205 228 184Glicoles etilénicos 149 182 140Acrilonitrilo - - 12Otros 218 249 254

Pajaritos 966 697 680Dicloroetano 391 267 259Cloruro de vinilo 235 157 155Etileno 135 118 123Acido clorhídrico 141 93 92Otros 64 61 51

Independencia 23 55 11Metanol 12 44 -Otros 11 11 11

Escolín 10 - -Polietileno baja densidad 10 - -

Tula 27 - -Acrilonitrilo 24 - -Otros 3 - -

Nota: Excluye el Centro Petroquímico Camargo por estar fuera de operación.

282

Cuadro 57Pemex-Petroquímica: valor de las ventas a otras empresas subsidiarias(millones de pesos)

2007 2008 2009

Total 35 006 54 253 31 042

A Pemex-Exploración y Producción 428 525 650Xilenos 197 302 350Especialidades petroquímicas 162 131 244Glicoles etilénicos 11 8 8Aromina 100 8 32 5Otros 51 52 43


Residuo largo 23 289 37 661 18 676Hidrocarburo de alto octano 993 2 446 3 189Gasolinas 1 680 2 603 1 628Nafta pesada de DiC6 829 1 225 472Metanol 608 723 369Pentanos de DiC6 709 769 281Especialidades petroquímicas 144 197 271Tolueno 23 22 18Otros 823 1 005 945

A Pemex-Gas y Petroquímica Básica 3 056 4 592 2 513Líquidos de BTX 1 263 2 054 1 069Butanos 685 932 427Hexano 326 467 280Gasolinas 82 195 125Pentanos 62 112 72Heptano 66 82 50Metanol 10 13 9Otros 562 737 483

A Pemex Internacional 2 351 2 220 1 946

Polietilenos 916 1 055 881Etileno 266 137 706Butano crudo 277 395 352Glicoles etilénicos 40 8 8Amoniaco 164 608 -Acrilonitrilo 377 17 -Estireno 167 - -Benceno 85 - -Otros 60 - -

Al Corporativo de Pemex 73 266 84Servicios 73 266 84

Nota: A partir de 2007 los activos de La Cangrejera que pertenecían a Pemex-Refinaciónse transfirieron a Pemex-Petroquímica.

283

Cuadro 58Pemex-Petroquímica: volumen de ventas a otras empresas subsidiarias(miles de toneladas)

2007 2008 2009

A Pemex-Exploración y Producción Xilenos 17 25 32Especialidades petroquímicas 3 2 3Glicoles etilénicos 1 0 0Aromina 100 1 2 0Otros 2 2 2

A Pemex-Refinación

Residuo largo (Mbd) 96 102 75Hidrocarburo de alto octano (Mm3) 154 291 498Gasolinas (Mbd) 6 7 6Nafta pesada de DiC6 (Mbd) 3 2 2Metanol (Mt) 117 121 104Pentanos de DiC6 (Mt) 99 77 50Especialidades petroquímicas (Mt) 4 5 6Tolueno 2 2 2Otros 0 0 0

A Pemex-Gas y Petroquímica Básica Líquidos de BTX (Mbd) 6 7 6Butanos (Mbd) 3 3 2Hexano (Mt) 38 37 28Gasolinas (Mbd) 0 1 1Pentanos (Mt) 8 11 11Heptano (Mt) 7 6 5Metanol (Mt) 2 2 2Otros 1 1 0

A Pemex Internacional Polietilenos 73 69 75Etileno 24 10 97Butano crudo 33 33 46Glicoles etilénicos 5 1 2Amoniaco 56 96 -Acrilonitritlo 23 1 -Estireno 13 - -Benceno 7 - -Otros 6 - -


284

Cuadro 59Pemex-Petroquímica: valor de las ventas internas(millones de pesos)

2007 2008 2009

Total 21 424 25 824 19 329


Polietileno baja densidad 4 404 5 629 5 916Polietileno alta densidad 1 939 2 363 2 089Oxido de etileno 1 810 2 352 1 564Glicoles etilénicos 1 621 2 037 1 217Cloruro de vinilo 1 638 1 265 1 104Etileno 330 492 95


Amoniaco 2 639 4 883 3 576Metanol 426 496 265Anhídrido carbónico 60 60 53

Aromáticos y derivados 5 898 5 335 2 704

Estireno 1 739 1 807 1 147Tolueno 964 1 016 962Xilenos 5° 488 518 434Aromina 100 90 129 132Benceno 14 22 29Paraxileno 2 295 1 611 -Ortoxileno 306 232 -Otros 5 - -


Propileno 325 382 204Acrilonitrilo 22 4 195Acido cianhídrico - - 1

Otros 312 525 346

Gasnafta 262 488 315Acido muriático 18 19 18Isohexano 20 4 -Otros 12 14 13

285

Cuadro 60Pemex-Petroquímica: volumen de ventas internas(miles de toneladas)

2007 2008 2009

Total 2 684 2 784 2 695


Polietileno baja densidad 302 339 433Polietileno alta densidad 146 153 168Oxido de etileno 196 212 181Glicoles etilénicos 169 191 152Cloruro de vinilo 231 161 163Etileno 32 36 10


Amoniaco 714 826 895Metanol 86 83 73Anhídrido carbónico 223 288 270

Aromáticos y derivados 476 389 248

Estireno 124 117 99Tolueno 86 85 93Xilenos 5° 44 43 41Aromina 100 8 10 12Benceno 1 2 3Paraxileno 184 113 -Ortoxileno 28 19 -Otros 1 - -


Propileno 29 25 25Acrilonitrilo 1 0 11Acido cianhídrico - - 1

Otros 79 81 65

Gasnafta 31 38 32Acido muriático 43 41 31Isohexano 2 0 -Otros 2 2 2

286

Cuadro 61Pemex-Petroquímica: valor de las ventas internas por centro(millones de pesos)

2007 2008 2009

Total 21 424 25 824 19 329

La Cangrejera 10 854 11 122 7 701Polietileno baja densidad 3 730 4 044 3 767Estireno 1 739 1 807 1 147Tolueno 964 1 016 962Oxido de etileno 821 1 116 838Xilenos 5° 488 518 434Gasnafta 262 488 306Aromina 100 90 129 132Glicoles etilénicos 123 136 85Benceno 14 22 29Paraxileno 2 295 1 611 -Ortoxileno 306 232 -Isohexano 20 4 -Otros 5 - -

Morelos 5 574 7 953 6 571Polietileno baja densidad 490 1 585 2 148Polietileno alta densidad 1 939 2 363 2 089Glicoles etilénicos 1 499 1 901 1 131Oxido de etileno 989 1 236 725Propileno 325 382 204Acrilonitrilo 1 - 195Etileno 301 452 50Anhídrido carbónico 19 19 13Otros 12 14 14

Cosoleacaque 2 680 4 924 3 617Amoniaco 2 639 4 883 3 576Anhídrido carbónico 41 41 40

287

Cuadro 61Pemex-Petroquímica: valor de las ventas internas por centro(millones de pesos)

(continuación)

2007 2008 2009

Pajaritos 1 685 1 324 1 166Cloruro de vinilo 1 638 1 265 1 104Etileno 29 40 44Acido muriático 18 19 18

Tula 21 4 9Gasnafta - - 9Acrilonitrilo 21 4 -

Escolín 184 - 1Etileno - - 1Polietileno baja densidad 184 - -

Independencia 426 496 265Metanol 423 495 265Especialidades petroquímicas 2 0 -

288

Cuadro 62Pemex-Petroquímica: volumen de ventas internas por centro(miles de toneladas)

2007 2008 2009

Total 2 684 2 784 2 695

La Cangrejera 876 787 653Polietileno baja densidad 254 238 268Estireno 124 117 99Tolueno 86 85 93Oxido de etileno 97 111 94Xilenos 5° 44 43 41Gasnafta 31 38 31Aromina 100 8 10 12Glicoles etilénicos 14 11 12Benceno 1 2 3Paraxileno 184 113 -Ortoxileno 28 19 -Isohexano 2 0 -Otros 1 - -

Morelos 552 651 640Polietileno baja densidad 35 101 165Polietileno alta densidad 146 153 168Glicoles etilénicos 155 179 140Oxido de etileno 99 101 87Propileno 29 25 25Acrilonitrilo 0 - 11Etileno 29 34 6Anhídrido carbónico 57 55 35Otros 2 2 3

Cosoleacaque 880 1 059 1 130Amoniaco 714 826 895Anhídrido carbónico 165 233 235

289

Cuadro 62Pemex-Petroquímica: volumen de ventas internas por centro(miles de toneladas)

(continuación)

2007 2008 2009

Pajaritos 277 204 198Cloruro de vinilo 231 161 163Etileno 2 3 4Acido muriático 43 41 31

Tula 1 0 1Gasnafta - - 1Acrilonitrilo 1 0 -

Escolín 12 - 0Etileno - - 0Polietileno baja densidad 12 - -

Independencia 86 83 73Metanol 86 83 73Especialidades petroquímicas 0 0 -

290

Cuadro 63Pemex-Petroquímica: valor del comercio exterior(millones de dólares)

2007 2008 2009

Exportaciones netas 71 51 - 12


Etileno 24 13 53

Polietileno baja densidad 64 84 47

Butadieno crudo 25 36 26

Polietileno alta densidad 20 15 19

Glicoles etilénicos 4 1 1

Amoniaco 15 58 -

Benceno 8 - -

Otros 55 2 -


Metanol 75 70 40

Amoniaco 10 5 34

Tolueno 14 35 31

Xilenos 5° 30 32 24

Estireno - - 3

Otros 15 17 25

291

Cuadro 64Pemex-Petroquímica: volumen del comercio exterior(miles de toneladas)

2007 2008 2009

Exportaciones netas -27 -40 -159


Etileno 24 10 97

Polietileno baja densidad 56 58 54

Butadieno crudo 33 33 46

Polietileno alta densidad 17 11 21

Glicoles etilénicos 5 1 2

Amoniaco 56 96 -

Benceno 7 - -

Otros 42 1 -


Metanol 192 150 185

Amoniaco 27 29 108

Tolueno 15 37 42

Xilenos 5° 32 30 32

Estireno - - 3

Otros 4 4 8

292

Cuadro 65Pemex-Petroquímica: gasto de inversión devengado por proyecto(millones de pesos)

2007 2008 2009

Total 1 001 1 298 2 018

Inversión programable 784 1 084 2 016

Inversión física 784 1 084 2 016

Fondos - 204 2

Inversión física - 204 2

PIDIREGAS * 217 10 -

Proyectos estratégicos 445 237 708

Proyectos operacionales 156 577 558

Seguridad 63 302 62

Protección ecológica 6 17 37

Modernización 14 27 13

Infraestructura 73 233 446

Otras inversiones 182 269 750

PIDIREGAS 217 10 -

* Incluye intereses capitalizables.Nota : A partir de 2009 se elimina el esquema Pidiregas, por transformarse en deuda presupuestaria sus pasivos.

293

Cuadro 66Pemex-Petroquímica: número de plazas de trabajoal 31 de diciembre de 2009


Total 13 786 13 480 306

Producción 12 683 12 447 236

Tula 307 307 0

Independencia 957 870 87

Escolín 702 702 0

Morelos 3 110 3 041 69

Pajaritos 2 172 2 131 41

Cosoleacaque 1 891 1 888 3

La Cangrejera 3 291 3 255 36

Camargo 253 253 0


Pemex Internacional

296

Cuadro 67Pemex Internacional: valor del comercio exteriorde hidrocarburos y sus derivados(millones de dólares)

2007 2008 2009

Exportaciones netas 25 643 26 069 16 509

Exportaciones 42 582 49 543 30 615

Petróleo crudo 37 937 43 342 25 693

Olmeca 4 469 4 712 3 445Istmo 1 050 683 327Maya * 32 419 37 946 21 921

Gas natural ** 351 316 103

Productos petrolíferos ** 4 052 5 537 4 671

Productos petroquímicos ** 242 349 147

Importaciones ** 16 938 23 474 14 106

Gas natural 996 1 424 633

Productos petrolíferos 15 797 21 893 13 310

Productos petroquímicos 145 158 163

* Incluye crudo Altamira.** Incluye las transacciones realizadas directamente por Pemex-Gas y Petroquímica Básica.

297

Cuadro 68Pemex Internacional: volumen del comercio exteriorde hidrocarburos y sus derivados(miles de barriles diarios)

2007 2008 2009

Exportaciones

Petróleo crudo 1 686 1 403 1 225

Olmeca 173 130 143Istmo 41 23 14Maya * 1 472 1 251 1 068

Gas natural (MMpcd) ** 139 107 67

Productos petrolíferos ** 180 192 244

Productos petroquímicos (Mt) ** 693 587 741

Importaciones **


Productos petrolíferos 495 553 519

Productos petroquímicos (Mt) 270 250 384

* Incluye crudo Altamira.** Incluye las transacciones realizadas directamente por Pemex-Gas y Petroquímica Básica.

298

Cuadro 69Pemex Internacional: valor de las exportaciones de petróleo crudopor destino geográfico(millones de dólares)

2007 2008 2009

Total 37 937 43 342 25 693

América 33 236 38 187 22 518Estados Unidos 30 126 35 456 21 795Otros 3 110 2 731 723

Europa 3 858 4 319 2 401

Lejano Oriente 843 836 775

Olmeca 4 469 4 712 3 445

América 4 469 4 712 3 445Estados Unidos 4 141 4 213 3 265Otros 328 499 180

Istmo 1 050 683 327

América 868 493 198Estados Unidos 197 150 58Otros 671 342 140

Europa 182 191 130

Maya * 32 419 37 946 21 921

América 27 899 32 982 18 875Estados Unidos 25 788 31 092 18 471Otros 2 111 1 890 404

Europa 3 677 4 128 2 271


* Incluye crudo Altamira.

299

Cuadro 70Pemex Internacional: volumen de las exportaciones de petróleo crudopor destino geográfico(miles de barriles diarios)

2007 2008 2009

Total 1 686 1 403 1 225

América 1 488 1 223 1 087Estados Unidos 1 351 1 143 1 052Otros 136 80 35

Europa 163 145 104


Olmeca 173 130 143


Istmo 41 23 14


Europa 6 8 5

Maya * 1 472 1 251 1 068

América 1 280 1 078 935Estados Unidos 1 184 1 022 914Otros 96 56 21

Europa 157 138 99


* Incluye crudo Altamira.

300

Cuadro 71Pemex Internacional: precio de las exportaciones de petróleo crudopor destino geográfico(dólares por barril)

2007 2008 2009

Total 61.64 84.38 57.44

América 61.21 85.30 56.77Estados Unidos 61.07 84.76 56.75Otros 62.58 93.01 57.42

Europa 64.74 81.18 63.15

Lejano Oriente 65.54 65.49 61.47

Olmeca 70.89 99.37 65.79


Istmo 69.92 81.09 63.38


Europa 81.58 68.97 64.86

Maya 60.38 82.92 56.27


Europa 64.08 81.85 63.15

Lejano Oriente 65.54 65.49 61.47

301

Cuadro 72Pemex Internacional: volumen de las exportaciones de petróleo crudopor país de destino(miles de barriles diarios)

2007 2008 2009

Total 1 686 1 403 1 225

Estados Unidos 1 351 1 143 1 052

España 125 123 93

India 35 35 35

Canadá 31 26 22

Holanda 14 9 11

Convenio de San José 36 20 9

Antillas Holandesas 70 34 3

Israel 4 5 1

Inglaterra 10 5 -

Portugal 10 2 -

Otros - 1 -

302

Cuadro 73Pemex Internacional: valor del comercio exteriorde productos petrolíferos y gas natural(millones de dólares)

2007 2008 2009

Exportaciones netas -12 391 -17 463 -9 168



Gas licuado * 21 3 14Gasolinas 1 953 2 174 1 345Turbosina 104 259 106Diesel 196 220 105Combustóleo 548 1 122 2 281Residuo largo 1 230 1 711 820Otros 0 48 -

Gas natural * 351 316 103

Importaciones 16 793 23 316 13 943

Petrolíferos 15 797 21 893 13 310

Gas licuado * 1 095 1 118 771Propano * 645 911 460Gasolinas 10 676 14 374 9 170Naftas 241 236 152Diesel 1 961 3 379 1 381Combustóleo 385 1 158 943Otros 794 716 432

Gas natural * 996 1 424 633

* Transacciones realizadas por Pemex-Gas y Petroquímica Básica. En gasolinas, se incluyen las gasolinas naturales comercializadas por esta empresa.

303

Cuadro 74Pemex Internacional: volumen del comercio exteriorde productos petrolíferos y gas natural(miles de barriles diarios)

2007 2008 2009

Exportaciones

Petrolíferos 180 192 244

Gas licuado * 1 0 1Gasolinas 80 69 71Turbosina 3 6 4Diesel 9 6 5Combustóleo 34 59 121Residuo largo 53 50 41Otros 0 1 -

Gas natural (MMpcd) * 139 107 67

Importaciones

Petrolíferos 495 553 519

Gas licuado * 54 49 52Propano * 29 39 28Gasolinas 308 340 329Naftas 8 6 6Diesel 53 68 48Combustóleo 17 33 39Otros 27 17 17

Gas natural (MMpcd) * 386 447 422

* Transacciones realizadas por Pemex-Gas y Petroquímica Básica. En gasolinas, se incluyen las gasolinas naturales comercializadas por esta empresa.

304

Cuadro 75Pemex Internacional: valor del comercio exterior de productos petroquímicos(millones de dólares)

2007 2008 2009

Exportaciones netas 97 191 - 16


Polietilenos 84 100 66Etileno 24 13 53Butadieno crudo 25 36 26Glicoles etilénicos 4 1 1Amoniaco 15 58 -Acrilonitrilo 35 2 -

Azufre * 19 129 2

Otros 37 10 -


Metanol 75 70 40Amoniaco 10 5 34Tolueno 14 35 31Xilenos 5° 30 32 24

Hexano * 1 - 6

Otros 15 17 28

* Transacciones realizadas por Pemex-Gas y Petroquímica Básica.

305

Cuadro 76Pemex Internacional: volumen del comercio exterior de productos petroquímicos(miles de toneladas)

2007 2008 2009

Exportaciones netas 423 337 357


Polietilenos 73 69 75Etileno 24 10 97Butadieno crudo 33 33 46Glicoles etilénicos 5 1 2Amoniaco 56 96 -Acrilonitrilo 23 1 -

Azufre * 439 367 522

Otros 37 9 -


Metanol 192 150 185Amoniaco 27 29 108Tolueno 15 37 42Xilenos 5° 32 30 32

Hexano * 1 - 6

Otros 4 4 11

* Transacciones realizadas por Pemex-Gas y Petroquímica Básica.

Métodos y factores de conversión

308

A. Notas a los cuadros estadísticos

Las siguientes notas explicativas incorporan definiciones, métodos estadísticos y coberturas de las series estadísticas para una mejor comprensión e interpretación de la información presentada.

Fuentes. Base de Datos Institucional (BDI), Base Única de Datos (BUD) y bases de datos de las Direcciones Corporativas y de los Organismos Subsidiarios. Tipo de cambio. El tipo de cambio utilizado para convertir de dólares a pesos las transacciones del comercio internacional fue el siguiente:

Tipo de cambio(pesos por dólar)

2007 2008 2009 Enero 10.9344 10.9171 13.8492 Febrero 10.9880 10.7794 14.5180 Marzo 11.1250 10.7346 14.7393 Abril 10.9924 10.5295 13.4890 Mayo 10.8301 10.4542 13.2167 Junio 10.8338 10.3305 13.3439 Julio 10.7963 10.2390 13.3619 Agosto 11.0363 10.0906 13.0015 Septiembre 11.0450 10.5744 13.3987 Octubre 10.8418 12.4738 13.2626 Noviembre 10.8658 13.0609 13.1305 Diciembre 10.8494 13.3726 12.8504

Promedio 10.9282 11.1297 13.5135

309

Producción de petróleo crudo por tipo. El petróleo crudo producido se considera pesado, ligero o superligero, según los siguientes criterios: Crudo pesado. Petróleo crudo con densidad API igual o inferior a 27o. Crudo ligero. Petróleo crudo con densidad API superior a 27o y hasta 38o. Crudo superligero. Petróleo crudo con densidad API superior a 38o.

Crudo despuntado. Petróleo crudo al cual se le han extraído naftas y otros hidrocarburos ligeros para la producción de aromáticos. Crudo reconstituido. Petróleo crudo despuntado con inyecciones de pentanos y naftas ligeras. Gasolina base. Gasolina que no requiriendo otro procesamiento, es utilizada en la mezcla de las gasolinas automotrices terminadas, o exportada como tal. Regionalización para las ventas de productos petrolíferos. Corresponde a la regionalización económica que utiliza la Presidencia de la República:

Región Centro: Edo. de México, Distrito Federal, Morelos, Tlaxcala, Hidalgo y Puebla. Región Noreste: Chihuahua, Durango, Coahuila, Tamaulipas y Nuevo León. Región Noroeste: Baja California, Baja California Sur, Sonora y Sinaloa. Región Centro-Occidente: Nayarit, Zacatecas, Aguascalientes, Jalisco, Colima, San Luis Potosí, Guanajuato, Querétaro y Michoacán. Región Sur-Sureste: Veracruz, Guerrero, Oaxaca, Chiapas, Tabasco, Campeche, Yucatán y Quintana Roo.

Estadísticas operativas seleccionadas. Petroquímicos (Total). Incluye los productos petroquímicos elaborados por Pemex-Petroquímica, Pemex-Refinación, el etano, azufre y gasolinas naturales de Pemex-Gas y Petroquímica Básica.

310

Precios promedio al público (cuadro 2). Los precios al público que se presentan corresponden a diferentes lugares de referencia, los cuales se muestran en la tabla siguiente:

Producto Lugar de referenciaGas natural Zona centro base adicional con aviso Gas licuado Precio LAB centro embarcador Abasolo Turbosina Aeropuerto Cd. De MéxicoCombustóleo pesado Centro Productor TulaAcrilonitrilo Centro Productor Tula/MorelosAmoniaco Centro Productor CosoleacaqueCloruro de vinilo Centro Productor PajaritosEstireno Centro Productor La CangrejeraMonoetilenglicol grado fibra Centro Productor MorelosHexano Centro Productor La CangrejeraPolietileno alta densidad 65050 Centro Productor MorelosPolietileno baja densidad 2002P Centro Productor La CangrejeraTolueno Centro Productor La Cangrejera

Ingresos por ventas al público y comercio exterior. Los importes por ventas internas y comercio exterior provienen de las áreas operativas de la empresa, pueden no coincidir con los proporcionados por las áreas financieras dado el lapso de tiempo que transcurre entre la salida física del producto y el registro contable. Proyectos de inversión estratégicos. Son aquéllos que su realización obedece a decisiones que comprometen el rumbo de la Institución; que en el corto y mediano plazos utilizan grandes cantidades de recursos y que requieren de largos periodos de maduración. Proyectos de inversión operacionales. Son aquéllos que responden a problemas operativos de corto plazo; sus montos de inversión son proporcionalmente menores a los requeridos por los proyectos de inversión estratégicos; sus lapsos de maduración son

311

cortos para poder dar respuesta a las necesidades inmediatas y generalmente, se trata de proyectos complementarios o de mantenimiento de la planta productiva actual. Reconocimiento de deuda PIDIREGAS. Por disposición del Artículo 4° Transitorio de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, se realizó contable y presupuestalmente el registro de las diversas aplicaciones que durante la vigencia del esquema PIDIREGAS, hasta el cierre del ejercicio 2008, fueron registradas en cuentas de orden. Por tratarse de importes que no se encontraban en el ámbito presupuestal normal de la entidad, ni en el ámbito contable mediante normas gubernamentales, el orden de las magnitudes de los mismos resulta ser muy significativo en proporción a los registros de los egresos realmente ejercidos durante el año 2009, Fondos (cuadros 4, 30, 43, 53 y 65). Son los recursos que la Secretaría de Hacienda y Crédito Público asigna a Petróleos Mexicanos adicionalmente a la inversión presupuestaria originalmente autorizada. Incluye el aprovechamiento de obras de infraestructura (AOI), el aprovechamiento sobre rendimientos excedentes (ARE), el fondo de ingresos excedentes (FIEX) y el fondo de excedentes (FEX). Advertencias. – Los totales pueden no sumar debido a redondeos. – Por la magnitud de las cifras utilizadas, el "cero" representa un valor no

significativo a excepción de los cuadros 9, 19, 31, 54 y 66. – Las cifras correspondientes a 2009 son preliminares

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B. Abreviaturas y símbolos usados

Btu Unidad térmica británica °C Grados centígrados cc Centímetros cúbicos °F Grados Fahrenheit gr Gramos km Kilómetros MM$ Millones de pesos MMUS$ Millones de dólares Mbd Miles de barriles diarios MMb Millones de barriles Mbcoed Miles de barriles de combustóleo equivalente diario Mbpced Miles de barriles de petróleo crudo equivalente diario MMbpce Millones de barriles de petróleo crudo equivalente Mm3 Miles de metros cúbicos MMMpc Miles de millones de pies cúbicos MMpcd Millones de pies cúbicos diarios Mt Miles de toneladas MTA Miles de toneladas anuales BTX Benceno, tolueno y xileno CPG Complejo procesador de gas CSM Contratos de Servicios Múltiples FCC Proceso de desintegración catalítica en lecho fluidizado CO2 Bióxido de carbono

C2+ Etano y más pesados GLP Gas licuado del petróleo HDS Hidrodesulfuradora IEPS Impuesto especial sobre productos y servicios I.V.A. Impuesto al valor agregado LAB Libre a Bordo MTBE Metil terbutil éter CNC Compañía de Nitrógeno de Campeche COPF Contrato de obra pública financiada NRU Unidad recuperadora de nitrógeno (por sus siglas en inglés) PGPB Pemex-Gas y Petroquímica Básica

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PPQ Pemex-Petroquímica PELBD Polietileno lineal de baja densidad PEAD Polietileno de alta densidad D.N. Diámetro nominal SOx Oxidos de azufre TI Tecnologías de información SCADA Supervisión, control y adquisición de datos US$/b Dólares por barril US$/MMBtu Dólares por millón de Btu $/Gcal Pesos por gigacaloría $/m3 Pesos por metro cúbico $/t Pesos por tonelada gr/cc Gramos por centímetro cúbico kg/Mt Kilogramos por miles de toneladas t/Mt Toneladas por miles de toneladas C. Factores de conversión utilizados en la

industria petrolera

Volumen 1 pie cúbico = 0.02831702 metros cúbicos 1 metro cúbico = 35.314455 pies cúbicos 1 metro cúbico = 6.28981041 barriles 1 galón (EUA) = 3.7854 litros 1 litro = 0.26417 galones (EUA) 1 barril = 42 galones 1 barril = 158.987304 litros Peso 1 tonelada métrica = 0.98420741 toneladas largas 1 tonelada métrica = 2 204.6227 libras 1 libra = 0.45359235 kilogramos

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Calor 1 Btu = 0.252 kilocalorías 1 kilocaloría = 3.968254 Btu D. Peso específico de productos seleccionados

Producto Peso específico gr/cc

Asfaltos 1.0300Butano butileno 0.5890Butano crudo 0.6000Butanos 0.5766Combustóleo pesado 0.9820Coque 0.9030Diesel 0.8500Etano 0.3580Gas licuado 0.5400Gasolina 0.7070Isobutano 0.5631Lubricantes 0.8900Materia prima para negro de humo 1.0700Metanol 0.7920Metil terbutil éter 0.7460Naftas (gasolinas naturales) 0.6670Parafinas 0.8207Pentanos 0.6290Propano 0.5110Propano propileno 0.5150Propileno 0.5140

Esta edición consta de 1500 ejemplares

La producción estuvo a cargo de la Dirección Corporativa de Finanzas

de Petróleos Mexicanos

2010

· -Situación de las reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2010. -Principales resultados...

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